tecnologÍa clearwell™ en pozos productores para el …
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EVALUACIÓN DE LA VIABILIDAD TÉCNICA Y FINANCIERA AL IMPLEMENTAR LA
TECNOLOGÍA CLEARWELL™ EN POZOS PRODUCTORES PARA EL CONTROL DE
INCRUSTACIONES
SHARON STEFFANY MARCELO CAMACHO
ELKIN FELIPE MORENO BARRAGÁN
Proyecto integral de grado para optar al título de
INGENIERO QUÍMICO
DIRECTOR
EDNA CATHERINE PACHECO VEGA
INGENIERA QUÍMICA
FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
INGENIERÍA QUÍMICA
BOGOTÁ D.C.
2021
2
NOTA DE ACEPTACIÓN
________________________________
________________________________
________________________________
________________________________
________________________________
________________________________
_____________________________ ____________________________
Edna Catherine Pacheco Vega Nombre
Firma del Director Firma de Presidente Jurado
____________________________
Nombre
Firma del Jurado
____________________________
Nombre
Firma del Jurado
Bogotá, D.C., Agosto de 2021
3
DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD
Presidente Institucional y Rector del Claustro
Dr. MARIO POSADA GARCÍA-PEÑA
Consejero Institucional
Dr. Luís Jaime Posada García-Peña
Vicerrectoría Académica y de Investigaciones
Dra. Alexandra Mejía Guzmán
Vicerrector Administrado y Financiero
Dr. Ricardo Alfonso Peñaranda Castro
Secretario General
Dr. José Luis Macias Rodríguez
Decano de la Facultad de Ingeniería
Ing. Julio Cesar Fuentes Arismendi
Director del programa de Ingeniería Química
Ing. Nubia Liliana Becerra Ospina
4
DEDICATORIA
A Dios porque Él hace todo posible, Él me
dio la sabiduría, la capacidad de
entendimiento y tranquilidad para culminar
con éxito este ciclo.
A mis padres, Martha B. y Héctor M,
porque con su esfuerzo, apoyo y amor
hicieron esto posible, este logro es mío y de ellos,
sino de ellos.
El esfuerzo lo hicieron ellos
“Yo solo tuve que estudiar”.
Elkin Felipe Moreno Barragán
5
AGRADECIMIENTOS
A nuestras familias que nos brindaron apoyo y soporte a lo largo de estos años para poder terminar
con éxito este programa académico.
A los ingenieros Edna Pacheco Vega, Diego Rodríguez, Andrés Gómez, Felio Osso y todo el
equipo de Industrias, Inversiones y Servicios Delrio S.A.S. por permitirnos aprender y crecer junto
a ustedes a la vez que realizamos nuestro trabajo de grado.
A la Fundación Universidad de América, sus directivos, administrativos y docentes, por hacer
posible el llevar a cabo nuestro desarrollo profesional, por cada paso en el cual nos apoyaron y
permitieron crecer como personas e ingenieros.
6
Las directivas de la Universidad América, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son
responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden
únicamente a los autores.
7
TABLA DE CONTENIDO
pág.
RESUMEN 13
INTRODUCCIÓN 14
OBJETIVOS 16
1. MÉTODOS DE PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCRUSTACIONES 17
1.1 Formación de incrustaciones 17
1.1.1 Iones 18
1.1.2 Solubilidad 21
1.1.3 Supersaturación 22
1.2 Predicción de Incrustaciones 23
1.2.1 Índice de Saturación de Langelier 24
1.2.2 Índice de Ryznar 25
1.2.3 Índice de Puckorius 27
1.2.4 Índice de Stiff-Davis 28
1.2.5 Índice de Oddo-Tomson 31
1.2.6 Índice de Larson-Skold 32
1.3 Métodos para la prevención y control de incrustaciones 33
1.3.1 Inhibidores químicos inorgánicos 33
1.3.2 Inhibidores químicos orgánicos: 35
1.3.3 Tratamiento magnético (celda magnética) 37
1.3.4 Mecanismo Electrostático 39
1.4 ClearWELL™ como método para el control de incrustaciones 40
1.4.1 Características ClearWELLl™ 40
1.4.2 Ventajas del ClearWELLTM 41
8
1.4.3 Desventajas del ClearWELLTM 41
1.4.4 Validación de la tecnología ClearWELLTM 41
2. EVALUACIÓN TÉCNICA: CLEARWELL™ 45
2.1 Condiciones previas del pozo 45
2.1.1 Producción previa del pozo 45
2.1.2 Estado mecánico del pozo 46
2.1.3 Fluido de producción – seguimiento fisicoquímico 49
2.2 Condiciones posteriores del pozo 50
2.2.1 Evaluación de integridad 50
2.2.2 Evaluación fisicoquímica 51
2.2.3 Evaluación de la suspensión de inhibidor químico 53
2.3 Análisis de eficiencia 53
3. MATRIZ DE SELECCIÓN 57
3.1 Matriz de selección 57
3.1.1 Selección para Temperaturas inferiores a 80°C 60
3.1.2 Selección para Temperaturas entre 80 °C – 90 °C 62
3.1.3 Selección para Temperaturas entre 90°C a 100 °C 65
3.1.4 Selección para Temperaturas mayores a 100 °C 68
3.2 Herramienta de visualización 70
4. EVALUACIÓN FINANCIERA 73
4.1 Método comparativo 73
4.1.1 Inversión 73
4.1.2 Costos operativos 73
4.1.3 Flujo de caja e indicadores financieros 74
9
4.2 ClearWELL™ 76
4.2.1 Inversión 76
4.2.2 Costos operativos 76
4.2.3 Flujo de caja e indicadores financieros 76
4.3 Análisis comparativo 78
5. CONCLUSIONES 81
BIBLIOGRAFÍA 83
10
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Proceso de nucleación – formación de incrustaciones. 18
Figura 2. Solubilidad vs Temperatura. 22
Figura 3. Supersaturación: concentración Vs temperatura. 23
Figura 4. Constante Empírica de Stiff Vs Fuerza iónica. 29
Figura 5. Concentración de Ca Vs pCa. 30
Figura 6. Estructura molecular general de esteres. 35
Figura 7. Estructura molecular general de los fosfonatos orgánicos. 36
Figura 8. Diseño KLC, principio magnético. 38
Figura 9. Diseño de placas electrostáticas. 39
Figura 10.Producción del pozo H-2 previa a la instalación del ClearWELL™. 45
Figura 11. Completamiento del pozo H-2. 48
Figura 12. Columna estratigráfica asociada al campo y pozo H-2. 49
Figura 13.Producción vs Frecuencias ESP 51
Figura 14.Fisicoquímicos posterior a la instalación de ClearWELL™ 52
Figura 15.Producción e inyección de inhibidor del pozo H-2 después de la instalación del
ClearWELL™ 53
Figura 16. Configuración del completamiento con ClearWELL™ en superficie. 55
Figura 17. Árbol de selección parte 1: Preguntas básicas de reconocimiento de incrustaciones 58
Figura 18. Árbol de selección parte 2: Reconocimiento de métodos utilizados previamente un
pozo productor. 59
Figura 19. Selección para temperaturas inferiores a 80°C y presencia de carbonatos a altas
concentraciones. 60
Figura 20. Selección para temperaturas inferiores a 80°C y presencia de carbonatos a bajas
concentraciones. 61
Figura 21. Selección para temperaturas inferiores a 80°C y sin presencia de carbonatos. 62
Figura 22. Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C con presencia de carbonatos a
altas concentraciones. 63
11
Figura 23. Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C con presencia de carbonatos a
bajas concentraciones. 64
Figura 24. Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C sin presencia de carbonatos. 65
Figura 25. Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C con presencia de carbonatos a
altas concentraciones. 66
Figura 26. Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C con presencia de carbonatos a
bajas concentraciones. 67
Figura 27. Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C sin presencia de carbonatos. 68
Figura 28. Selección para temperaturas mayores a 100 °C con presencia de carbonatos a altas
concentraciones. 69
Figura 30. Selección para temperaturas mayores a 100 °C con presencia de carbonatos a bajas
concentraciones. 69
Figura 31. Selección para temperaturas mayores a 100 °C sin presencia de carbonatos a bajas
concentraciones. 70
Figura 32. Inicio de la aplicación PowerBI 71
Figura 33 .Visualización de datos de producción en PowerBI – Parte 1 71
Figura 34. Visualización de datos de producción en PowerBI – Parte 2. 72
Figura 35. Visualización de selección de métodos en PowerBI. 72
12
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Tipos de cationes y aniones principales 19
Tabla 2. Interpretación del índice de Langelier. 25
Tabla 3. Interpretación del índice de Ryznar. 26
Tabla 4.Interpretación del índice de Ryznar en conjunto con el índice de Langelier. 26
Tabla 6. Interpretación del índice Stiff y Davis. 30
Tabla 7. Interpretación del índice Oddo-Tomson. 32
Tabla 8. Interpretación del índice de Larson-Skold. 33
Tabla 9. Tratamientos inorgánicos. 34
Tabla 10. Matriz selectiva para la selección de métodos de control de incrustaciones. 43
Tabla 12. Reporte de carbonatos. 49
Tabla 13. Dureza total del pozo H-2. 50
Tabla 14. Concentración de iones posterior a la instalación de ClearWELL™ 52
Tabla 15. Medición de voltaje suministrado por ClearWELL™. 56
Tabla 16. Costos de intervención previa al tratamiento químico. 73
Tabla 17. Costos mensuales por inyección de inhibidor químico. 74
Tabla 18. Flujo de caja e indicadores financieros para la inyección de inhibidores químicos. 75
Tabla 19. Indicadores financieros para la inyección de inhibidores químicos 75
Tabla 20. Costos de inversión asociados al ClearWELL™ 76
Tabla 21. Flujo de caja de la tecnología ClearWELLTM. 77
Tabla 22. Indicadores financieros del ClearWELL™ 78
Tabla 23. Condiciones operativas del pozo H-2 2021 78
Tabla 24. Flujo de caja para las condiciones operativas 2021. 79
Tabla 25. Indicadores financieros 2021 80
13
RESUMEN
Según las condiciones geológicas de los yacimientos convencionales en Colombia, la producción
de agua en los campos petroleros suele ser bastante alta y con una tendencia de aumento; el agua,
por sus propiedades fisicoquímicas y su alto contenido mineral, proveniente de las formaciones
productoras, suele traer consigo problemas como la corrosión y la incrustación en tuberías,
facilidades instaladas en pozo y facilidades de producción en superficie. Las diferentes empresas
operadoras buscan utilizar métodos de prevención y control ante los fenómenos de corrosión e
incrustación, para ello, compañías como Delrio S.A.S, presentan propuestas como solución a dicha
búsqueda. El proyecto actual se desarrolló con el propósito de evaluar la viabilidad técnica y
financiera de la implementación de la tecnología ClearWell™ en pozos productores, según las
propiedades fisicoquímicas de los fluidos y parámetros de producción, como propuesta no
intrusiva para la prevención y control de las incrustaciones.
Inicialmente se realizó un estudio sobre los diferentes métodos para el control de incrustaciones
tanto de métodos intrusivos como no intrusivos, teniendo en cuenta las condiciones de temperatura
del ion predominante para generar la incrustación y concentración de Calcio. Con la información
anterior, se realiza un árbol de decisiones que permite seleccionar el método de control de
incrustaciones más eficiente frente a condiciones de temperatura de operación, ion predominante
en la incrustación y concentración de Calcio. Posteriormente, mediante la ayuda de la herramienta
PowerBi de ©Microsoft, se desarrolla una herramienta que permite seleccionar el método
preventivo óptimo basado en el árbol de decisiones previamente realizado. Por otro lado, se aborda
un caso de estudio, donde se selecciona un pozo productor el cual presentaba problemas de
producción asociados a incrustaciones, donde para el control de las mismas utilizaban inyección
de químicos. Para fortalecer el control y mantener un balance financiero, se instala una unidad
ClearWellTM., la cual, mediante la revisión de parámetros operativos y fisicoquímicos, presenta
una correcta eficiencia en su funcionamiento. Por último, con base en los resultados obtenidos por
cada método de control de incrustaciones se realiza un análisis económico teniendo en cuenta el
valor presente neto (VPN) y la tasa interna de retorno (TIR).
Palabras clave: ClearWellTM, nucleación, precipitación, incrustación, solubilidad, bomba
electrosumergible.
14
INTRODUCCIÓN
En Colombia, la gran mayoría de campos petroleros productores de crudo con una gravedad API
entre los 10 a 25°API, están asociados a acuíferos activos ocasionando la producción de agua en
superficie a partir de la extracción de hidrocarburos. Según las condiciones del yacimiento y
propiedades de los fluidos asociados a este, el agua de producción contiene generalmente iones de
sales minerales como 𝐶𝑂3−2, 𝐶𝑎+2, 𝑆𝑂4
−2, 𝐵𝑎+, 𝑆𝑟+2, 𝑁𝑎+, 𝑀𝑔+2, 𝐶𝑙−, 𝐻𝐶𝑂3− [1]; los cuales, se
precipitan cuando sobrepasan las concentraciones de equilibrio, generando incrustaciones en la
tubería de producción de los pozos, bombas de producción, facilidades en superficie y accesorios
asociados, ocasionando la reducción del flujo de fluidos debido a una disminución en el área
transversal de flujo.
Con base en la problemática presentada, Delrio S.A.S cuenta con un método preventivo llamado
ClearWellTM, el cual consiste en una unidad generadora de pulsos electromagnéticos mediante
radiofrecuencia, para el control de scale en fondo de pozo y facilidades de superficie, sin embargo,
se deben estudiar las diferentes condiciones de los fluidos para analizar el alcance de la tecnología.
Por tanto, la empresa ve la necesidad de determinar los diferentes escenarios en los cuales puede
ser o no aplicada, con el fin de brindar una mejor asesoría a los clientes sobre su implementación.
Esta tecnología, cuenta con varios casos de éxito, los cuales son presentados en el documento a
continuación, estos principalmente a nivel internacional, sin embargo existen instalaciones de éxito
en Colombia los cuales no son nombrados a cabalidad por confidencialidad de las diferentes
empresas operadoras.
Por lo anterior, el proyecto de grado titulado “Evaluación de la viabilidad técnica y financiera al
implementar la tecnología Clearwell™ en pozos productores para el control de incrustaciones”,
ha propuesto evaluar la viabilidad técnica y financiera de la tecnología no intrusiva, teniendo en
cuenta un caso de estudio donde se utiliza inyección de químicos para el control de incrustaciones
y posteriormente se instala la tecnología ClearWellTM. El caso de estudio permitirá observar si la
tecnología cumple o no con la eficiencia esperada tanto a nivel técnico. Esta eficiencia técnica es
evaluada a partir de parámetros establecidos por la compañía Delrio S.A.S según el Know How
respectivo de la herramienta, a partir de parámetros fisicoquímicos según el tipo de incrustación
presentada, producción del pozo, integridad del bombeo instalado y mediciones de radiofrecuencia
15
en superficie; mientras que la evaluación económica es realizada a partir de la comparación del
valor actual neto como índice financiero más óptimo.
El desarrollo teórico a evaluar, permitirá desarrollar una herramienta mediante la toma de
decisiones, para guiar al cliente hacia la selección del correcto método preventivo de
incrustaciones, teniendo en cuenta la información que este pueda recopilar en campo y laboratorio.
16
OBJETIVOS
Según la problemática encontrada y la evaluación a realizar, a continuación, se presentan los
objetivos del actual trabajo de grado.
Objetivo general
Evaluar la viabilidad técnica y financiera de la implementación de tecnología ClearWellTM
en pozos productores según las propiedades fisicoquímicas de los fluidos y parámetros de
producción.
Objetivos específicos
Describir los diferentes métodos para el control de incrustaciones y su principio de
funcionamiento.
Analizar el desempeño de la tecnología ClearWellTM en un pozo productor teniendo en
cuenta su tendencia incrustante.
Generar una herramienta de toma de decisiones para el control de incrustaciones, teniendo
en cuenta las propiedades fisicoquímicas de los fluidos y facilidades instaladas en pozos
productores.
Evaluar financieramente la implementación de la tecnología ClearWellTM.
17
1. MÉTODOS DE PREVENCIÓN Y CONTROL DE INCRUSTACIONES
La precipitación de iones presente en soluciones acuosas, es conocida como incrustaciones, estas
forman una especie de costra mineral sólida, que en la producción de hidrocarburos puede generar
taponamiento, en tuberías y en equipos de producción. Los iones incrustantes no solo están
presentes en los fluidos de producción sino también pueden ser transportados a partir de los
procesos de recuperación principalmente por inyección de agua u otros fluidos que en su
composición llevan CO2 y otros compuestos contaminantes[1]. Las incrustaciones más comunes
suelen ser sulfato de bario, carbonato de calcio, sulfato de calcio y compuestos derivados del
hierro[2].
1.1 Formación de incrustaciones
Las incrustaciones tienen generalmente un punto de partida común, el cual corresponde a una
variación en la temperatura o presión del sistema, la liberación de un gas, una modificación en el
pH o el posible contacto con agua incompatible (como sucede en pozos inyectores). Los iones
incrustantes principalmente provienen de partículas minerales formadas por grupos de átomos
inestables; estos iones inician un proceso de cristalización al unirse varios de ellos. Posteriormente,
estos cristales crecen mediante la adsorción de iones presentes en el ambiente, haciendo que por
su mismo peso tiendan a precipitar sobre las paredes de las tuberías, principalmente en las
imperfecciones existentes en la misma, el crecimiento que se da en esta definición, se le conoce
como nucleación heterogénea, lo cual se evidencia en la Figura 1.
18
Figura 1.
Proceso de nucleación – formación de incrustaciones
Nota. Cuando se ha generado una sobresaturación, los iones
inestables se empiezan agrupar y buscan precipitarse usando la
energía mínima, en este caso la energía mínima se da en
nucleación Heterogénea sobre una superficie. CRABTTRE, La
lucha contra las incrustaciones-Remoción y prevención.1999.
Pág. 32.
Aun cuando estos dos tipos de nucleación suceden de forma continua, es muy difícil que la
nucleación homogénea se dé y permanezca en esta etapa de forma natural, esto, debido a que los
diferentes procesos termodinámicos buscan una eficiencia energética, la cual, los iones
involucrados en la formación de incrustaciones, la encuentran en los procesos de nucleación
heterogénea.
1.1.1 Iones
Los iones son partículas cargadas positiva o negativamente que dependiendo de su solubilidad
pueden o no disolverse y precipitar formando diferentes compuestos dependiendo del ion
característico. En la Tabla 1, se evidencian los diferentes cationes y aniones que generalmente
forman incrustaciones.
19
Tabla 1.
Tipos de cationes y aniones principales
presentes en la formación de incrustaciones
Iones Catiónicos Iones Aniónicos
Bario Ba2+ Cloruro Cl-
Calcio Ca2+ Bicarbonato HCO3-
Potasio K+ Sulfato SO42-
Sodio Na+ Acetato C2H3O2-
Aluminio Al3+
Hierro Fe2+
Magnesio Mg2+
Estroncio Sr2+
Nota. Los iones son grupos de átomos con carga
positiva o negativa, capaces de ceder y aceptar
electrones. Tomado de Biocidas y químicos S.A
https://www.biocidasyquimicos.com/filtersorb-
ct-previene-incrustaciones-por-cationes-y-
aniones/.
Entre los compuestos que se forman y se precipitan en el proceso de nucleación e incrustación
encontramos:
- Carbonato de Calcio (CaCO3). La aparición de estas incrustaciones se presenta
comúnmente en yacimientos calcáreos, es decir, donde la roca almacén de hidrocarburos es una
roca caliza formada en su gran mayoría por la mineral calcita, la formación de este tipo de
incrustaciones se da principalmente con el aumento de la temperatura. La reacción que representa
la formación de carbonato de calcio se observa a continuación:
𝐶𝑎+2 + 𝐶𝑂3−2 → 𝐶𝑎𝐶𝑂3
Los iones de calcio y carbonato o bicarbonato reaccionan para formar directamente carbonato de
calcio, cuando el mineral de la roca carbonatada interactúa con el agua de formación se presenta
una perturbación en el equilibrio. Un claro ejemplo de esta perturbación del equilibrio es cuando
20
en yacimiento en presencia de gas, el CO2 presente durante la producción o perforación interactúa
con el agua formando acido carbónico.
𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂 ↔ 𝐻2𝐶𝑂3
La presión parcial del dióxido de carbono en fase gaseosa favorece la interacción con el agua; una
vez formado el ácido carbónico este puede ionizarse de la siguiente manera:
𝐻2𝐶𝑂3 ↔ 𝐻+ + 𝐶𝑂3−
La presencia de CO2 en el pozo aumenta la solubilidad del carbonato de calcio en el agua, la formación
del ácido carbónico que se disocia hace que la solubilidad del carbonato aumente, haciendo que este
precipite a un más fácil, de igual forma este hace que el pH del agua de formación se vea afectado,
disminuyendo. La reacción global que representa la precipitación de carbonato de calcio seria:
𝐶𝑎+2 + 2𝐻𝐶 → 𝐶𝑎𝐶𝑂3 + 𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂
- Sulfato de Bario (BaSO4). Las incrustaciones por sulfato de bario presentan problemas a
la hora de prevenir su precipitación, debido a que estas son altamente insolubles, siendo resistentes
tanto a tratamientos químicos como mecánicos[2]. La formación del sulfato de bario esta dada por
la siguiente reacción:
𝐵𝑎+2 + 𝑆𝑂4−2 → 𝐵𝑎𝑆𝑂4
El ion Bario y el ion Sulfato son los encargados de generar este compuesto incrustante, a diferencia
de del carbonato de calcio, este es más común en formaciones areniscas. Un aumento de estos
iones es atribuido principalmente a de inyección agua, donde el agua inyectado arrastra los iones
presentes en los minerales de la roca[2]. La técnica scale blasting es utilizada a menudo para
remover este tipo de incrustaciones poco insolubles.
- Sulfato de Calcio (CaSO4). El sulfato de calcio se forma principalmente por la mezcla de
dos aguas incompatibles, agua de formación y agua de mar, el agua de formación arrastra minerales
21
de calcio generalmente de formaciones calcáreas, mientras el agua de mar contiene altas
concentraciones de sulfato[3], generando la siguiente reacción:
𝐶𝑎+2 + 𝑆𝑂4−2 → 𝐶𝑎𝑆𝑂4
El sulfato de calcio hidratado (yeso) se precipita comúnmente a baja temperatura y el sulfato de
calcio (anhidrita) a menudo se precipita a temperaturas y presiones elevadas[4]. El artículo
“Quantitative Evaluation of Calcium Sulfate Precipitation Kinetics in the Presence and Absence
of Scale Inhibitors” concluye experimentalmente que el ácido metilenfosfónico (HDTMP) es el
mejor inhibidor de sulfato de calcio por encima de pentafosfonatos, fosfinopolicarboxilatos,
terpolímero de ácido maleico y carboximetil inulina, y su vez afirma que no puede haber inhibición
de sulfato de calcio una vez la salmuera se sobresature (índice de saturación SI >1).
- Sulfato de Estroncio (SrSO4). El mineral formado por el sulfato de bario es conocido bajo
el nombre de celestita, el cual se forma mediante la reacción del ion de estroncio con los iones
sulfatos.
𝑆𝑟+2 + 𝑆𝑂4−2 → 𝑆𝑟𝑆𝑂4
El sulfato de estroncio es muy similar al sulfato de bario, sin embargo, este tiene una mayor
solubilidad, siendo más fácil de prevenir y tratar. Generalmente esta se da al mismo tiempo que
las precipitaciones de sulfato de bario en una proporción de 1,25% a 15,9% por cada gramo de
sulfato de bario depositado[5].
1.1.2 Solubilidad
La solubilidad es la máxima cantidad de soluto, iones minerales, que puede ser disuelto en una
cantidad de solvente, agua de producción o inyección, a una temperatura y presión especifica.
Como se observa en la Figura 2, la solubilidad mantiene una relación con la temperatura bien sea
de forma directa o inversa, para las incrustaciones esta última será la que generará el problema en
tubería, conociendo que las temperaturas más altas se dan en fondo de pozo, es decir, donde los
iones minerales tendrán menor solubilidad.
22
Figura 2.
Solubilidad vs Temperatura
Nota. La figura 2 describe el comportamiento
de incrustaciones en una solución acuosa a
diferentes temperaturas. Fuente:
https://ejercicios-fyq.com/Analisis-de-un-
grafico-de-curvas-de-solubilidad
La solubilidad suele verse afectada por la naturaleza del soluto y solvente, temperatura, presión y
la presencia de otros materiales disueltos u otros solutos presentes.
1.1.3 Supersaturación
Es la propiedad más importante con respecto a la precipitación de minerales. Las soluciones
supersaturadas o sobresaturas se caracterizan por tener una cantidad de iones superior a lo que es
termodinámicamente posible, lo que significa que tarde o temprano una sal se precipitara, tal cómo
se percibe en la Figura 3, donde se determina la región metaestable como la saturación máxima a
nivel termodinámico para la generación de cristales y la precipitación de los mismos.
23
Figura 3.
Supersaturación: concentración Vs temperatura.
Nota. La figura 3 describe el comportamiento de la curva de solubilidad
con la curva de supersaturación, resaltando la zona estable de
solubilidad. Fuente: https://ejercicios-fyq.com/Analisis-de-un-grafico-
de-curvas-de-solubilidad
Se debe tener claro que la sobresaturación es una fuerza impulsora que nos indica la alta posibilidad
de que precipiten sales minerales mas no indica qué cantidad puede precipitarse. Este fenómeno
puede darse por cambios en temperatura, pH, presión, agitación, mezclas incompatibles de aguas
o cambios en las concentraciones de soluto.
1.2 Predicción de Incrustaciones
Para evaluar la formación de incrustaciones es necesario conocer los equilibrios termodinámicos
y cinéticos de las reacciones que intervienen en la formación de las mismas; basado en lo anterior
existen tres condiciones para presentar inconvenientes por scale, como lo son; la termodinámica,
la cinética y la fluidodinámica y adherencia.
Los modelos de equilibrios que predicen la formación de incrustaciones suelen seguir los
siguientes pasos:
1. Marco termodinámico.
2. Modelo químico que defina fases y especies presentes, y reacciones entre las mismas.
24
3. Datos termodinámicos tales como, solubilidades, constantes de disociación, parámetros para
el cálculo de actividad y coeficientes de fugacidad.
4. Solución matemática del conjunto de ecuaciones.
1.2.1 Índice de Saturación de Langelier
El índice de Langelier fue desarrollado para determinar si un agua fresca saturada con oxígeno
disuelto es capaz de formar incrustaciones de carbonato de calcio (CaCO3) y determinar si esta
agua puede ser corrosiva o no[6].
Para la determinación del índice de Langelier (LSI), es necesario determinar y conocer:
1. Alcalinidad (CaCO3 mg/l)
2. Dureza de cálcica (Ca2+ mg/l como CaCO3)
3. pH medio
4. Temperatura
El cálculo del índice de saturación de Langelier está dado por el siguiente procedimiento:
𝑳𝑺𝑰 = 𝑝𝐻 – 𝑝𝐻𝑠
Donde:
pH: es el valor medido
pHs: es el pH de saturación en carbonato de calcio y es definido como
𝒑𝑯𝒔 = (9.3 + 𝐴 + 𝐵) − (𝐶 + 𝐷) Donde:
𝐀 =Log10 [TDS] − 1
10
B = -13,12 x Log10 [ T(°C) + 273] + 34,55
C = Log10 [Ca +2+ como CaCO3] – 0,4
D = Log10 [alcalinidad total como CaCO3]
El índice de saturación de Langelier se interpreta según los valores presentados en la Tabla 2.
25
Tabla 2.
Interpretación del índice de Langelier.
Caso Interpretación
ISL < 0,
No se forman incrustaciones, el agua
tiene tendencia a ser corrosiva.
ISL = 0
El agua se encuentra en un estado
neutro. No se anticipa la formación de
incrustaciones.
ISL > 0 El agua tiende a ser incrustante.
Sobresaturada de CaCO3
Nota. El ISL se puede interpretar como el cambio de pH requerido para
traer el agua al equilibrio. Fuente: GONZALÉZ. E; PARRA M. y
HERNÁNDEZ M, Calculo De los índices de Langelier (Simplificado),.
Fundación Centro Canario del Agua.
1.2.2 Índice de Ryznar
Este índice es similar al índice de Langelier, está basado en el concento de nivel de saturación.
Ryznar detectó que aguas de baja y alta dureza pudieran tener un ISL similar por ello modifica la
formula desarrollando una ecuación empírica que calcula el índice de agua a presión atmosférica.
𝑹𝑺𝑰 = 2𝑝𝐻𝑠 − 𝑝𝐻 Donde:
pH = es el pH medido
pHs = es pH si el agua estuviera saturada con CaCO3
pHeq = 1,465 x log10 [Alcalinidad] + 4,54
Alcalinidad = [HCO3 -] + 2 [CO3
-2] + [OH- ], equivalentes en mg/L CaCO3 .
El índice de saturación de Ryznar puede interpretase según los valores presentados en la Tabla 3.
26
Tabla 3.
Interpretación del índice de Ryznar.
Caso Interpretación
RSI<5,5 Fuertemente incrustante
RSI 5,5-6,2 Incrustante
RSI 6,2 -6,8 Agua en equilibrio químico
RSI 6,8-8,5 Agua corrosiva
RSI>8,5 Agua muy corrosiva
Nota. Interpretación del índice de Ryznar. Fuente: Ana
Ximena Salamanca Sánchez, “Evaluación de un inhibidor de
incrustación para evitar taponamiento de las líneas de
producción en una plataforma petrolera ana,” .
Este índice es usado para tener un visión rápida y cualitativa de lo que puede estar pasando, sin
embargo, es de poca confianza debido a su desarrollo empírico. El índice de Langelier suele
interpretarse en conjunto con el índice de Ryznar como muestra la Tabla 4, a continuación.
Tabla 4.
Interpretación del índice de Ryznar en conjunto con el índice de
Langelier.
ISL RSI Tendencia de formación de incrustaciones
3,0 3,0 Extremadamente severa
2,0 4,0 Muy severa
1,0 5,0 Severa
0,5 5,5 Moderada
0,2 5,8 Débil
0,0 6,0 Estable, no hay tendencia a formar o disolver
incrustación.
-0,2 6,5 No incrustación, muy débil, tendencia a disolver la
incrustación.
27
Tabla 4.
Continuación.
-0,5 7,0 No incrustación, muy débil, tendencia a disolver la
incrustación.
-1,0 8,0 No incrustación, muy débil, tendencia a disolver la
incrustación.
-2,0 9,0 No incrustación, muy débil, tendencia a disolver la
incrustación.
-3,0 10 No incrustación, muy débil, tendencia a disolver la
incrustación.
Nota. Interpretación del índice de Ryznar. Fuente: Ana Ximena
Salamanca Sánchez, “Evaluación de un inhibidor de incrustación
para evitar taponamiento de las líneas de producción en una
plataforma petrolera ana ” .
1.2.3 Índice de Puckorius
A diferencia de los índices de Langelier y Ryznar, el índice de Puckroius o pratical scaling index
tiene en cuenta dos para metros críticos que son la capacidad buffer del agua y la máxima cantidad
de precipitado que se puede formar al llevar el agua a condiciones de equilibrio. Este índice utiliza
un pHeq de equilibrio mayor que el pH del sistema tomando en cuenta el efecto buffer como se
muestra en la siguiente ecuación.
𝑷𝑺𝑰 = 2𝑝𝐻𝑒𝑞 − 𝑝𝐻
Donde:
pH = es el pH medido
pHs = es pH si el agua estuviera saturada con CaCO3
pHeq = 1,465 x log10 [Alcalinidad] + 4,54
Alcalinidad = [HCO3 -] + 2 [CO3
-2 ] + [OH- ], equivalentes en mg/L CaCO3.
Este índice es válido para valores de pH por debajo a de 8,3, el cual es el punto de revisión de la
fenolftaleína. Por lo tanto, el uso de PSI para pH superiores a 8,3 debe ser evitado. El PSI suele
adaptarse a las condiciones de agua con alto contenido de calcio, pero con un bajo punto de
alcalinidad y capacidad tapón.
28
1.2.4 Índice de Stiff-Davis
El índice de Stiff y Davis es el resultado de la modificación del índice de Langelier con el único
fin de ser aplicada en aguas saladas, este índice trata de superar las deficiencias del ISL con
respecto al agua de alto contenido de sólidos totales disueltos (TDS) y la influencia de los iones
comunes sobre la fuerza iónica para la formación de incrustaciones. La ecuación siguiente está
basada en el concepto de saturación igual al índice de ISL[7].
𝑰𝑺𝑫 = 𝑝𝐻 − [𝐾 + 𝑝𝐶𝑎+2 + 𝑝𝐴𝑙𝑘]
Donde:
pH = pH del agua
k= es una constante empírica la cual es una función de la solubilidad, composición, fuerzas iónicas
y temperatura del agua
pCa+2 = -Log [Ca+2]
pAlk= -Log [Alk]
[Ca+2]= concentración de calcio (mol/L)
Alk= Alcalinidad total (mg/L CaCO3)
Los valores de k son obtenidos mediante correlaciones graficas de fuerza iónica y temperatura del
agua, ver Figura 4, para muestras de agua hasta una concentración total de sólido de 4000 ppm.
29
Figura 4.
Constante Empírica de Stiff Vs Fuerza iónica.
Nota. La grafica permite determinar la constante empírica de Stiff
mediante la temperatura de la disolución y las fuerzas iónicas. C. C. Henry.
Gamez, “Evaluación de la depositación de incrustaciones en sistemas de
bombeo electrosumergible del campo Cantagallo
Donde:
Fuerza iónica = ppm ion * Factor
El siguiente gráfico de la Figura 5 permite convertir la ppm de calcio y la alcalinidad en pCa y
pAlk.
30
Figura 5.
Concentración de Ca Vs pCa.
Nota. La grafica determina el pCa o pAlk de la solución incrustante. C. C.
Henry. Gamez, “Evaluación de la depositación de incrustaciones en
sistemas de bombeo electrosumergible del campo Cantagallo
Una vez calculado el índice de Stiff y Davis se puede interpretar según la Tabla 6.
Tabla 5.
Interpretación del índice Stiff y Davis.
Caso Interpretación
ISD<0
Indica corrosión, el agua no se encuentra
saturada con CaCO3.
ISD>0
El agua está saturada con CaCO3 esto indica
formación de incrustaciones.
ISD=0 Equilibrio con CaCO3.
Nota. Interpretación del índice Stiff y Davis. Fuente: Ana
Salamanca , “evaluación de un inhibidor de incrustación
para evitar taponamiento de las líneas de producción en una
plataforma petrolera ana,”
31
1.2.5 Índice de Oddo-Tomson
Actualmente este es el índice más utilizado y con más certeza en la industria de hidrocarburos.
Este índice fue desarrollado en 1982 por J. Oddo y M. Tomson después de estudiar el índice de
Stiff y Davis y sus aplicaciones en pozos de gas y geotérmicos donde observaron que[8]:
a) Stiff y Davis no pueden calcularse por encima de 194°F (98°C)
b) Todos los índices disponibles (CaCO3) requerían conocer el pH del agua “medido” lo cual no
es sencillo cuando las condiciones se alejan a las del ambiente a las altas presiones y temperaturas.
El mayor logro del índice de Oddo y Tomson fue desarrollar un algoritmo que evitara medir el pH
en cualquier condición no ambiental para el CaCO3, reuniendo las principales características
fisicoquímicas del agua como (presión, temperatura, dureza cálcica, dureza magnésica, cloruros,
sulfatos, bicarbonatos, concentración de CO2 y H2S en el gas). Otro gran beneficio es poder
determinar la tendencia a formar incrustaciones tanto sulfatos como carbonatos en función a la
termodinámica de las reacciones químicas ocurrentes en las tuberías.
Las expresiones para el cálculo del índice de Oddo y Tomson puede darse de dos formas:
1.2.5.a Índice de saturación en presencia de gas:
𝐼𝑆 = 𝑙𝑜𝑔 [(𝐶𝑎+2) (𝐻𝐶𝑂−3 )] + 𝑝𝐻 – 2,76 + 9,88 ∗ 10−3𝑇 + 0,61 ∗ 10−6𝑇2 – 3,03
∗ 10−5𝑃 – 2,348(𝑢)12 + 0,77𝑢
Donde:
Ca2+ = concentración de iones calcio; moles/L
HCO3 - = concentración de iones bicarbonato; moles/L
T = temperatura operación; F P = presión total absoluta; PSI
u = fuerza molar iónica; moles/L
1.2.5.b Índice de saturación en sistemas donde la fase de gas está ausente (sistemas de
inyección)
32
Inicialmente, se determina la cantidad de CO2 donde se puede determinar directamente o
mediante la siguiente ecuación.
𝐶𝐶𝑂2𝐴𝑞 = 𝑙𝑜𝑔𝑃𝐶𝑂2
– 2,212 – 6,51 ∗ 10−3𝑇 + 10,19 ∗ 10−6𝑇2 – 1,29
∗ 10−5𝑃 – 0,77(𝑢)12 – 0,059𝑢
Posteriormente se puede determinar el índice de Oddon y Tomson o pH:
𝑰𝑺 = 𝑙𝑜𝑔 [(𝐶𝑎+2 )(𝐻𝐶𝑂3− )2 /𝐶𝑎𝑞 ] + 3,63 + 8,68 ∗ 10−3𝑇 + 8,55 ∗ 10−6𝑇2 – 6,56
∗ 10−5𝑃 – 3,42(𝑢)12 + 1,373𝑢
𝒑𝑯 = 𝑙𝑜𝑔 [(𝐻𝐶𝑂3− )/𝐶𝑎𝑞] + 6,39 – 1,198 ∗ 10−3𝑇 + 7,94 ∗ 10−6𝑇2 – 3,53
∗ 10−5 𝑃 – 1,067(𝑢)12 + 0,599𝑢
Mediante el método de Oddo-Thomson el IS puede calcularse entre 32 y 392°F y entre 14,7 y
20014,7 psia. Este índice se interpreta según lo muestra la Tabla 7.
Tabla 6.
Interpretación del índice Oddo-Tomson.
Caso Interpretación
ILS <0,8 No corrosiva
0,8<ILS<1,2 Corrosiva significativa
ILS>1,2 Corrosiva elevada y localizada
Nota. Interpretación del índice Oddo-Tomson. Fuente: J. F. M. Quitian,
“Determinación de la tendencia incrustante en las aguas de producción
de los campos de ecopetrol de acuerdo con sus condiciones
operacionales de temperatura, presión y composicións,” pg 33, 2015
1.2.6 Índice de Larson-Skold
El Índice de Larson (ILS) relaciona el contenido de sales solubles existentes en el agua, como
sulfatos, cloruros y carbonatos, con su grado de corrosividad en presencia de determinados factores
como el pH y la temperatura[9].
33
𝑰𝑳𝑺 =[𝐶𝑙−] + [𝑆𝑂4
−2]
[𝐻𝐶𝑂3−] + [𝐶𝑂3
−2]
La interpretación del índice de Lasron-Skold se puede observar en la Tabla 8.
Tabla 7.
Interpretación del índice de Larson-Skold.
Caso Interpretación
ILS <0,8 No corrosiva
0,8<ILS<1,2 Corrosiva significativa
ILS>1,2
Corrosiva elevada y
localizada
Nota. Interpretación del índice Oddo-Tomson.
Fuente: J. F. M. Quitian, “Determinación de la
tendencia incrustante en las aguas de producción
de los campos de ecopetrol de acuerdo con sus
condiciones operacionales de temperatura,
presión y composicións,” pg 33, 2015
A diferencia de los otros índices, este índice intenta relacionar la química del agua a la corrosión
del acero.
1.3 Métodos para la prevención y control de incrustaciones
1.3.1 Inhibidores químicos inorgánicos
Existen diferentes tipos de polifosfatos en esta categoría, son de poco uso debido a que sufren un
proceso de reversión, el cual consiste en la formación de sub compuestos al hidrolizarse el grupo
fosfato o ser partícipes de reacciones con agua formando ortofosfatos ineficaces, de esa forma se
va perdiendo la capacidad de inhibición[10].
Las polifosfatos son de material solido caracterizados por tener una baja solubilidad en agua,
aumentando su costo al tener una disolución más rápida en el medio; dentro de los más comunes
34
encontramos el hexametafosfato de sodio, el tripolifosfato de sodio y tripolifosfato de potasio,
presentados en la Tabla 9.
Tabla 8.
Tratamientos inorgánicos.
Compuesto Tratamiento
Hexametafosfato de sodio CaCO3 CaSO4
Tripolifosfato de sodio CaCO3
Tripolifosfato de potasio CaCO3
Nota. Fuente: M. A. Jafar Mazumder, “A
review of green scale inhibitors: Process, types,
mechanism and properties,” Coatings, vol. 10,
no. 10, pp. 1–29, 2020, doi:
10.3390/coatings10100928.
Los anti-incrustantes de polifosfatos han sido suplantaos en gran parte por polímeros a base de
ácido carboxílico, poliácido acrílico y poliácido maleico, los cuales son altamente estables a
temperaturas altas de trabajo y entornos químicos[10].
-Ventajas
-Estabiliza el Carbonato de Calcio, evitando así la formación de incrustaciones calcáreas.
- Secuestra los iones de metales como hierro y manganeso, previniendo la precipitación de los
mismos.
-Reduce la corrosión mediante la formación de películas protectoras en la red de tubería.
-Remueve gradualmente las incrustaciones ya existentes.
-Desventajas
-Su solubilidad es proporcional al costo de adquisición, por lo cual suele ser costoso.
-Puede generar hidrolisis y reacciones secundarias formando ortofosfatos no deseaos
-Está limitado a máximo temperaturas de 80°c perdiendo eficiencia.
35
1.3.2 Inhibidores químicos orgánicos
En la industria de hidrocarburos, los inhibidores químicos orgánicos, son los más utilizados debido
a que no generan reversibilidad al interactuar con las incrustaciones, es decir, no forman nuevos
compuestos. Usualmente son inyectados de forma continua tanto en pozos productores e
inyectores, como en facilidades de superficie, sin embargo, también son utilizados en tratamientos
downhole, es decir, servicios a pozo que permiten la inyección en fondo realizando un tratamiento
a la formación en operaciones de subsuelo.
Los inhibidores de incrustaciones de tipo orgánicos se dividen en ésteres orgánicos, fosfonatos
orgánicos y polímeros orgánicos.
- Ésteres orgánicos: son compuestos donde uno o más grupos hidroxilos son sustituidos por
grupos orgánicos alquilo como se presenta en la imagen Figura 6.
Figura 6.
Estructura molecular general de
esteres.
Nota. Compuesto formado por
la sustitución del hidrógeno de
un ácido orgánico por un radical
alcohólico; se designa por el
nombre del ácido del que
proviene acabado en -ato,
seguido del nombre del
radical.https://www.manualdaq
uimica.com/quimica-
organica/esteres.htm
Sus características principales son:
36
▪ Pueden ser mezclados con inhibidores de corrosión.
▪ Son excelentes para inhibir incrustaciones ocasionadas por sulfato de calcio (𝐶𝑎𝑆𝑂4).
▪ Pierden estabilidad a temperatura superiores de 100°C (212°F).
▪ Su eficiencia disminuye en salmueras con alto contenido de Calcio.
- Fosfonatos orgánicos: los Fosfonatos son compuestos característicos de un enlace estable
Carbono – Fósforo los cuales suelen resistir a la descomposición térmica; estos, se ven como se
presenta en la Figura 7.
Figura 7.
Estructura molecular general de
los fosfonatos orgánicos.
Nota. Compuestos derivados
del ácido fosfónico (H2PHO3)
y se caracterizan por un fuerte
enlace carbono-fósforo.
https://www.manualdaquimi
ca.com/quimica-
organica/esteres.htm
Sus principales características como inhibidor de incrustaciones son:
▪ Son excelentes inhibidores ante incrustaciones de carbonato de calcio (𝐶𝑎𝐶𝑂3).
▪ Son más estables a altas temperaturas que los ésteres orgánicos.
▪ Son bastante solubles en otros compuestos, por tanto, no forman emulsiones y pueden ser
mezclados con inhibidores de corrosión.
37
▪ Para conseguir una eficiencia óptima de los fosfonatos, se requiere de altas dosificaciones de
este.
▪ Ante la presencia de un alto contenido de calcio, pueden formar trifosfato de calcio
(𝐶𝑎(𝑃𝑂4)3), compuesto que podría generar otro tipo de problemas dentro del pozo.
- Polímeros orgánicos: corresponde a compuestos de cadenas largas, principalmente sintéticos,
los cuales cuentan con las siguientes características a nivel de control de incrustaciones:
▪ No requieren de altas dosificaciones para lograr una eficiencia óptima de uso.
▪ Su uso se puede dar a temperaturas hasta de 700°C sin afectar su función de inhibidor.
▪ Son compatibles con salmueras de altas concentraciones de calcio.
▪ Generalmente, son los más costosos en la industria.
1.3.3 Tratamiento magnético (celda magnética)
El uso de un magneto o electromagnecto permanente que impone un campo magnético, que
permite la alteración de los iones presentes en el agua, previniendo de esta forma la generación de
incrustaciones por el principio de formación de nucleación Homogénea.
La principal ventaja de tener una sección de tubería imantada es que no requerirá mantenimiento,
ni horas / hombres para su funcionamiento.
El LKC (Linear kinetic cell), presentado en la Figura 8, es un ejemplo de tratamiento magnético
no químico, cuyo principio básico está en la polarización de moléculas minerales de agua como
dipolos. Al polarizarse las moléculas estas se va uniendo una a otra quedando en suspensión en el
agua.
38
Figura 8.
Diseño KLC, principio magnético.
Nota. Las partículas que pasan a través de la sección de tubería generan dipolos entre las
mismas haciendo que estas se unan por su carga magnética. Tomada de: https://ener-tec.com/,
modificada por el autor.
En el punto A se da el ingreso de moléculas al LKC, en el punto B se da la polarización y en el
punto C surgen como dipolos cadenas unidas entre sí[11].
-Ventajas:
-Previene la formación de incrustaciones y acumulación de parafinas
-Amplio rango de Temperatura de operación, máxima 93 °C @ 1 atm
-Disponible en varios de varios tamaños de acuerdo al requerimiento
-No requiere adición de químicos
-Desventaja
- El sistema eléctrico en el momento de fallar el panel de control lo señalará y habrá que remover
toda la sección de tubería para su cambio.
-Corriente eléctrica constante.
39
1.3.4 Mecanismo Electrostático
El principio de este mecanismo está basado en el uso de un par de electrodos, uno negativo y otro
positivo, como se muestra en la Figura 9. El suministro de energía eléctrica permite alterar la
carga iónica siendo posible la precipitación de scale o suspensión de la misma en el medio[12].
Figura 9.
Diseño de placas electrostáticas.
Nota. Las partículas con carga que pasan a través de la sección de tubería son atraídas y
precipitadas en celdas de electrodos. Tomado de: https://doi.org/10.2118/171088-MS, modificada
por el autor
-Ventajas:
-Eficiente en facilidades de superficie.
-Mecanismo no intrusivo.
-Desventajas:
-Cambio o limpieza de celdas una vez estas estén saturadas del componente precipitado
-A largo plazo puede ser costoso dependiendo del nivel de intervenciones que se realicen para el
cambio de celdas.
40
1.4 ClearWELL™ como método para el control de incrustaciones
ClearWELL™ es una tecnología renovada y patentada para el control de depósitos inorgánicos
durante el proceso de producción de hidrocarburos, de una forma no intrusiva y libre de químicos.
La formación de incrustaciones en las superficies se previene mediante la propagación de pulsos
electromagnéticos, estos viajan a través de la tubería de producción y líneas de flujo, favoreciendo
la nucleación homogénea y evitando así la generación de capas de scale que obstruyen tanto el
fondo de pozo como facilidades de producción[13].
1.4.1 Características ClearWELLl™
- Cero intervenciones por incrustación, todas las facilidades funcionan normalmente, solo deben
tener la capacidad de transportar el pulso electromagnético.
- Protección a fondo de pozo.
- Monitoreo remoto, entrega información en tiempo real de frecuencias y eventos.
- Se puede instalar en zonas complejas, es versátil y se puede instalar en cualquier tipo de
completamiento.
- Certificación ATEEX/ IECEx.
- Bajo mantenimiento y servicios. Una vez instalada no requiere ningún servicio, sin embargo,
se hace seguimiento periódico de la herramienta y su funcionamiento.
- No genera corrosión. La frecuencia de operación es totalmente diferente a las frecuencias de
protección catódica por ende no interviene en este tipo de protección
- Tecnología verde, libre de químicos.
- Su temperatura óptima de operación en superficie es entre los -60°C a 60°C.
- Solución ideal en sistemas donde:
a. No hay capilar de fondo.
b. Regulaciones ambientales exigentes, principalmente por químicos.
c. Pozos con altas temperaturas que inhiben químicos.
d. Pozos con cambios aleatorias de variables fisicoquímicas del agua.
e. Prioridad en programas ambientales y huella verde.
f. Monitoreo satelital con alarmas y monitoreo de variables de operación.
g. Opción de alimentarse con energía solar, uso de paneles solares.
41
1.4.2 Ventajas del ClearWELLlTM
- No se encuentra en una zona específica, es decir, tiene una distribución uniforme a lo largo de
la sección de tubería.
- Es una tecnología no intrusiva, no estará en contacto con el medio donde están siendo
transportados los fluidos, por lo cual no se es necesario detener la producción para su instalación.
- No previene la formación de cristales, la incentiva, favoreciendo el equilibrio termodinámico
de la solución, viajando el cristal en solución.
- Sin intervenciones, monitoreo remoto.
1.4.3 Desventajas del ClearWELLTM
- No actúa sobre las incrustaciones de sulfuro de hierro debido a que no se cuenta con la
frecuencia para prevenirla, además esta incrustación surge como resultado de procesos de
corrosión, donde se puede evitar mitigando el proceso de corrosión.
- Dependiente del completamiento de pozo si este es openhole o casing.
- No remueve el scale ya depositado, se debe remover previo a su instalación.
- Actualmente no se comercializa para tratar problemas con depósitos orgánicos como las
parafinas, sin embargo, ya existen estudios de caso exitoso para dicho tratamiento.
1.4.4 Validación de la tecnología ClearWELLTM
- Seguimiento de variables de producción. Se debe ver que los caudales de agua, crudo y gas
se mantengan estables en el tiempo; si estos no son estables se espera que sean ajenos a otros
fenómenos diferentes a las incrustaciones como lo son los fenómenos propios del yacimiento.
Las reducciones de área de flujo serán atribuidas a incrustaciones presentes.
- Seguimiento de variables del sistema de levantamiento artificial. Para el caso de Bombeo
Electrosumergible (BES) se pueden monitorear parámetros cómo, presión de succión, presión
de descarga, frecuencia de operación, temperatura del motor y consumo.
- Seguimiento de fisicoquímicos de agua, cupones de incrustaciones e inspecciones físicas.
Se realiza el seguimiento de los iones presentes en el agua, teniendo una línea base antes de la
instalación del ClearWELLTM, identificando zonas donde posiblemente se esté depositando los
42
iones como incrustaciones. Un aumento puede ser traducido como un aumento en la disolución
de estos iones en el agua de producción.
- Inspecciones en campo y monitoreo remoto.
- Clasificación de métodos preventivos para el control de incrustaciones.
- Verificación de los datos recolectados en los procesos de Tear down.
La Tabla 9 condensa las condiciones, ventajas y desventajas de los métodos para el control y
prevención de incrustación conocidos.
43
Tabla 9.
Matriz selectiva para la selección de métodos de control de incrustaciones.
Métodos de
control de
incrustaciones
Temperatura
optima de
operación
Eficiente Deficiente Ventajas Desventajas Producto
común
Inh
ibid
ore
s o
rgá
nic
os
Esteres < 100 ºC CaCO3
CaSO4
Salmueras
↑[Ca]
*Solubles en aceite, pueden ser
mezclados con inhibidores de
corrosión.
*Excelentes para combatir el sulfato
de calcio.
*Tiende a formar emulsiones cuando se
mezcla con aceite.
*No estable a temperaturas superiores a
100ºC
*Su uso con salmueras con contenido de
calcio tiende a ocasionar problemas
Amino
fosfatos
esteres &
fosfatos de
calcio
Fosfonat
os < 100 ºC
CaCO3
BaSO4
CaSO4
SrSO4
Formación
Ca(PO4)3
*Solubilidad mejor en comparación
con esteres
*Soluble en altas concentr5aciones
de salmuera con contenido de calcio
y no se revierte.
*No forma emulsiones
*Necesita alta concentración del producto
para una inhibición exitosa.
*La formación de trifosfato de calcio,
genera problemas dado que este no tiene
propiedades de inhibición.
ATMP,HED
P,EDTMP,H
EDP,EDTM
P,HMDTMP
,DETPMP,B
HTPMP
Polímero
s <700ºC Todos Alta [Ca+]
*Excelentes inhibidores a bajas
concentraciones.
*Útiles en ambientas con altas
temperaturas.
*Compatibles con salmueras
*Difícil de monitorear.
*Costo elevado.
Acumer,Ace
nnt
Inh
ibid
ore
s in
org
án
ico
s
Polifosfa
tos <80 ºC
CaCO3
CaSO4
baja
solubilidad
*Estabiliza el carbonato de calcio.
*Secuestra iones de hierro y
magnesio, previniendo la
precipitación de los mismos.
*Reduce la corrosión mediante la
formación de películas.
*Remueva gradualmente las
incrustaciones ya existentes,
*Su solubilidad es proporcional al costo
de adquisición.
*Puede generar hidrolisis y reacciones
secundarias formando ortofosfatos no
deseados.
Hexametago
sfato de
sodio,Tripoli
fosfato de
sodio,
tripolifosfato
de potasio
44
Tabla 10.
Continuación.
Mec
an
ism
o
elec
tro
stá
tico
Electrod
os < 100 ºC Todos
Altas
concentraci
ones
*Eficiente en facilidades de
superficie.
*Mecanismo no intrusivo.
*Su mayor eficiencia es en presencia de
gas
*Instalación en fondo de pozo requiere
desmontaje de todo el sistema de
completamiento.
*Su mantenimiento por falla implica parar
la operación y remover el sistema.
*Cambio de electrodos una vez se
saturen.
Electrodos
Mec
an
ism
os
Ma
gn
étic
as
Celda
magnétic
a
<90 ºC Todos
Altas
concentraci
ones
*Mecanismo no intrusivo.
*No químico y no contaminante
*Bajo coste de operación.
*Instalación en fondo de pozo requiere
desmontaje de todo el sistema de
completamiento.
*Su mantenimiento por falla implica parar
la operación y remover el sistema.
*Uso continuo de corriente eléctrica.
KLC
Mec
an
ism
os
Ele
ctro
ma
gn
étic
os
ClearW
ELLTM N/A Todos Sulfuro de
hierro
No se encuentra en una zona
específica, tiene una distribución
uniforme a lo largo de la sección de
tubería.
*Tecnología no intrusiva.
*Sin intervenciones, monitoreo
remoto.
*No actúa sobre las incrustaciones de
sulfuro de hierro.
*Dependiente de la configuración del
pozo
*No remueve el scale
*No trabaja sobre los depósitos orgánicos
como las parafinas.
ClearWELLTM
Nota. En las siguientes referencias se encuentran casos éxito del ClearwellTM diferentes condiciones para lo solución de diferentes casos
incrustantes[14]–[17]
45
2. EVALUACIÓN TÉCNICA: ClearWELL™
Para evaluar técnicamente la eficiencia de la tecnología no intrusiva ClearWELL™, se toma un
caso base de estudio, correspondiente al pozo H-2 de una compañía operadora ubicada en los llanos
orientales, Colombia. Inicialmente se analizan los factores involucrados en la producción de
hidrocarburos y las propiedades fisicoquímicas del fluido total, teniendo en cuenta su tendencia
incrustante. Luego, se evalúan lo parámetros previamente nombrados, posterior a la instalación de
la tecnología como método preventivo de incrustaciones.
2.1 Condiciones previas del pozo
2.1.1 Producción previa del pozo
En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se puede observar la producción del pozo
H-2 previo a la instalación de ClearWELL™.
Figura 10.
Producción del pozo H-2 previa a la instalación del ClearWELL™.
Nota. Datos históricos de producción propios de la operadora.
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Do
sifi
caci
ón
de
inh
ibid
or
(pp
m)
Pro
du
cció
n d
e fl
uid
o B
PD
Fecha
Producción previa del pozo
Producción de crudo (BOPD) Producción de agua (BWPD)
Producción de fluido (BFPD) Inyección de inhibidor de incrustaciones
46
Según las propiedades fisicoquímicas evaluadas por la empresa operadora (las cuales se
presentarán en la sección 2.1.3), el pozo requiere de inyección continua de inhibidor de
incrustaciones de tipo orgánico.
Los parámetros brindados hacen referencia a:
- Producción de fluido: Corresponde al volumen total de fluido producido por el pozo H-2, en
superficie, es decir, la emulsión generada entre el crudo y el agua de formación, la cual será
separada en las facilidades de producción.
- Producción de crudo: Volumen de petróleo puesto en superficie sin el agua y lo sólidos asociados
al mismo.
- Producción de agua: El porcentaje de contenido de agua presente en el fluido de producción, es
calculado mediante una prueba de laboratorio específica, la cual consiste en a partir de una fuerza
centrífuga, lograr la separación de los componentes y así determinar el contenido de agua.
- Inyección de inhibidor de incrustaciones: Corresponde a la dosificación a lo largo del tiempo
suministrada en fondo de pozo para el control de las incrustaciones posibles.
Según la Figura 10, es posible determinar que el problema de formación de incrustaciones está
asociado el alto corte de agua que maneja el fluido de producción, arrastrando los diferentes iones
minerales provenientes de la formación almacén. Adicionalmente, se puede evidenciar que el pozo
tiene una disminución en la producción de fluido total a partir del 30 de abril de 2020, en
aproximadamente 1.600 barriles de fluido por día (BFPD), y a su vez, presenta un aumento en la
dosificación suministrada de inhibidor de incrustaciones en aproximadamente 20 ppm. Es posible
que la disminución de fluido total en superficie esté asociada a la tendencia incrustante del agua
de formación. Según los datos suministrados, antes de la fecha mencionada, durante y después de
ella, el corte de agua se ha mantenido en un promedio del 92%, por tanto, el aumento en la
dosificación de inhibidor no está dado por el incremento del contenido de agua presente en el
fluido.
2.1.2 Estado mecánico del pozo
El estado mecánico de un pozo petrolero corresponde a un diagrama que permite la identificación
de los principales componentes instalados en el mismo, haciendo énfasis en la profundidad de cada
47
uno de ellos. Este, debe mantenerse actualizado con el fin de reconocer lo que se encuentra en
fondo y permitir una óptima operación, tanto de producción, como al momento de realizar una
intervención a pozo[18].
En la Figura 11 se evidencia que el pozo H-2, tiene una profundidad total de 17.130 ft y los
perforados a partir de los cuales se produce el crudo, se encuentran en un intervalo de entre 16.430
y 16.450 pies de profundidad, correspondientes a la formación Mirador, donde en la Figura 12 se
puede concluir que corresponde a una arenisca la cual permite ser un reservorio óptimo para el
fluido a producir.
El pozo H-2 cuenta con una bomba electrosumergible (ESP por sus siglas en inglés) instalada,
como sistema de levantamiento artificial (ALS), cuyo intake se encuentra a una profundidad de
7.459,57 ft. Esta bomba permite llevar el fluido de producción a superficie mediante varias etapas
de bomba centrífuga, cuya frecuencia y sentido de giro dan las condiciones de producción
necesarias[19].
48
Figura 11.
Completamiento del pozo H-2.
Nota. Información de la operadora.
Intake @7.459,57
Sensor @7.467,59
@16.430 – 16.450
@17.130
16.450
49
Figura 12.
Columna estratigráfica asociada al campo y pozo H-2.
Nota. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca Llanos
Orientales. Agencia Nacional de Hidrocarburos.
2.1.3 Fluido de producción – seguimiento fisicoquímico
En esta sección, se presentan fragmentos de estudios de laboratorio realizados al fluido de
producción en marzo del 2020, es decir, previo a la instalación de ClearWELL™. Los resultados
no pueden ser mostrados en su totalidad debido a políticas de privacidad establecidas con la
compañía operadora. La medición de los parámetros mostrados a continuación, son medidos al
agua de formación presente en el fluido de producción.
Tabla 11.
Reporte de carbonatos.
Muestra Carbonatos
Calcita (%)
Dolomita (%) Siderita
(%)
Tubería de fondo 3 4 63
Choke en cabeza de pozo 89 - -
Manifold - superficie 86 - -
Tubería de producción 94 2 -
Nota. Pruebas de laboratorio realizadas a muestras tomadas en
diferentes puntos del pozo H-2. W. Laboratorios, “Reporte de
laboratorio,” 2020.[21]
50
Tabla 12.
Dureza total del pozo H-2.
Pozo H-2 Dureza total
3120 𝑚𝑔 𝐶𝑎𝐶𝑂3 𝐿⁄ Formación Mirador
Punto de muestra Cabeza de pozo
Nota. Reporte de dureza presentado por el laboratorio Agrilab[22]
Como se puede evidenciar en la Tabla 12 el agua de producción presenta un valor alto de dureza
total, el cual, a partir del control de incrustaciones debe mantenerse bien sea menor o constante
con el tiempo.
Por otro lado, la Tabla 11 permite concluir que la tendencia incrustante del agua de formación
está asociada al carbonato de calcio, debido a que el mineral con mayor porcentaje en la muestra
es la calcita. Adicionalmente, se conoce que el fluido ingresa a la bomba ESP a una temperatura
de 257°F (125°C), llegando a superficie con 200°F (93,33°C).
2.2 Condiciones posteriores del pozo
El día 28 de mayo del 2020, es instalada la unidad ClearWELL™ en el pozo H-2, el cual ha sido
intervenido previamente, asegurando que la tubería se encuentra limpia y sin incrustaciones en las
paredes de esta. Durante el año 2020 y parte del 2021, el pozo continuó produciendo de forma
normal hasta que la bomba ESP instalada presentó fallas las cuales no fueron ocasionadas por
incrustaciones.
2.2.1 Evaluación de integridad
ClearWELL™, al ser una tecnología no intrusiva, asegura la integridad de los elementos instalados
en pozo, como lo es para el caso del pozo H-2, la integridad de su ESP.
51
Figura 13.
Producción vs Frecuencias ESP.
Nota. Gráfica de relación entre la producción de fluido total y la frecuencia manejada en
la bomba ESP. D. S.A.S, “DEPARTAMENTO TÉCNICO , POZO H- 2,” 2021
En la Figura 13, se observa que posterior a la instalación de ClearWELL™, la frecuencia requerida
de la ESP en el pozo ha sido constante y su única variación se ha dado al igual que la producción
de fluido, en donde al haber un aumento en este último, la frecuencia debe ser más alta, debido a
que la carga hidrostática será mayor y la bomba requiere de más fuerza para llevar dicho volumen
de fondo a superficie.
2.2.2 Evaluación fisicoquímica
Con el fin de verificar el comportamiento de los iones estudiados, posterior a la instalación del
ClearWELL™, la Figura 14 permite observar el rango de comportamiento a partir de la
instalación de la tecnología (delimitado por las líneas punteadas azules). Esta información es
suministrada por la compañía operadora, sin embargo, puede ser soportada por los datos obtenidos
en las visitas técnicas realizadas por Delrio S.AS, presentados en la Tabla 13.
0
10
20
30
40
50
60
70
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
15/03/2020 4/05/2020 23/06/2020 12/08/2020 1/10/2020 20/11/2020 9/01/2021 28/02/2021
Frec
uen
cia
de
ESP
(H
z)
Pro
du
cció
n d
e fl
uid
o B
PD
Fecha
Producción de fluido vs. Frecuencia ESP
Producción de fluido (BFPD) Frecuencia de ESP (Hz) Instalación ClearWELL
52
Figura 14.
Fisicoquímicos posterior a la instalación de ClearWELL™.
Nota. Parámetros fisicoquímicos evaluados en visitas técnicas para verificación del
funcionamiento del ClearWELL™. D. S.A.S, “DEPARTAMENTO TÉCNICO , POZO
H- 2,” 2021
Tabla 13.
Concentración de iones posterior a la instalación de ClearWELL™
Fecha Dureza total (ppm) Sulfatos (ppm) Bario (ppm)
28/04/2020 3090,0 15,0 17,0
28/05/2020 3100,0 17,0 16,0
30/08/2020 2945,0 21,0 18,0
24/10/2020 2960,0 18,0 16,0
27/12/2020 3050,0 16,0 17,2
20/02/2020 2979,0 17,0 17,3
Nota. Tabla de datos graficados en la gráfica 3. D. S.A.S,
“DEPARTAMENTO TÉCNICO , POZO H- 2,” 2021
Según la sección 2.1.3, se debe controlar el contenido de calcio, es decir, la dureza total que se
obtiene en superficie. La Figura 14, muestra un comportamiento constante de dicho parámetro,
53
lo cual sugiere una buena prevención ante la incrustación relevante ocasionada en el fondo de
pozo.
2.2.3 Evaluación de la suspensión de inhibidor químico
En la Figura 15 se observa la suspensión total de inyección de inhibidor de incrustaciones desde
el 25 de julio del 2021, fecha a partir de la cual no se ve afectada la producción del campo,
asegurando que no existe reducción en el área de la tubería de producción, por efecto de la
formación de incrustaciones en ella.
Figura 15.
Producción e inyección de inhibidor del pozo H-2 después de la instalación del ClearWELL™
Nota. Gráfica de visualización para la suspensión de la inyección de inhibidor de incrustaciones,
en comparación con la producción del pozo. D. S.A.S, “DEPARTAMENTO TÉCNICO , POZO
H- 2,” 2021.
2.3 Análisis de eficiencia
Para determinar la eficiencia de la tecnología ClearWELL™ en el pozo H-2 como estudio de caso,
se verifican los siguientes parámetros: concentración de iones sulfato y Bario en el agua de
formación en superficie constante, dureza total contante del agua de formación en superficie y
0,010,020,030,040,050,060,070,080,090,0100,0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Do
sifi
caci
ón
de
inh
ibid
or
(pp
m)
Pro
du
cció
n d
e fl
uid
o B
PD
Fecha
Producción posterior del pozo
Producción de crudo (BOPD) Producción de agua (BWPD)
Producción de fluido (BFPD) Inyección de inhibidor de incrustaciones
54
medición de señales en miliVoltios en superficie, las cuales determinan una conductividad del
campo electromagnético generado. Estos parámetros evaluados, corresponden a los determinados
por la compañía Delrio S.A.S según el Know How de la tecnología ClearWELL™, con el fin de
verificar el funcionamiento óptimo de la herramienta.
- Fisicoquímicos:
▪ Presencia de sulfato y Bario: durante las visitas técnicas realizadas, se practicaron ensayos
de laboratorio que permitieron la obtención de los resultados presentado en la Tabla 13 los cuales
permiten evidenciar que la concentración en partes por millón (ppm) del sulfato y el bario presente
en el agua producida, se mantiene constante a lo largo del tiempo, manteniendo un promedio de
20 y 17,2 ppm, respectivamente.
▪ Dureza total de la muestra: La Figura 14 permite observar un comportamiento constante
de esta variable en ppm, al igual que la Tabla 13, en la cual se logra incluso, evidenciar una
disminución en esta. Al ser el carbonato de calcio la incrustación principal en el pozo H-2, un buen
control y prevención de este parámetro permite obtener en superficie valores constante o más bajos
en la dureza total.
- Medición en superficie:
En la Figura 16 se muestra los diferentes puntos de medición de frecuencia en superficie, siendo
este un esquema del sistema en cabeza de pozo.
55
Figura 16.
Configuración del completamiento con ClearWELL™ en superficie.
Nota. Configuración instalada en el pozo H-2. D. S.A.S, “DEPARTAMENTO TÉCNICO
, POZO H- 2,” 2021
ClearWELL™, al ser una tecnología electromagnética, la medición del campo electromagnético
generado en milivoltios (mV) en superficie, permite determinar su correcto funcionamiento. Las
antenas 1 y 2, hacen referencia a los puntos, los cuales transmiten el campo generado hacia fondo
de pozo. La antena 1 se encuentra en cabeza de pozo, con el fin de proteger toda la tubería en
fondo, mientras que la antena 2, funciona como un polo a tierra de la anterior, y permite cerrar el
circuito de propagación, es decir, procura que el campo electromagnético sea conducido hacia el
interior del pozo, donde anteriormente se encontraba la generación de incrustaciones por
nucleación heterogénea.
Para verificar la buena conducción del campo electromagnético hacia el punto objetivo (fondo de
pozo), el potencial eléctrico medido aguas abajo de las antenas, debe ser menor al medido en las
antenas mismas, es decir, los puntos 4 al 7 deben tener una medición menor a la obtenida en la
Antena 1, mientras que los puntos 8 al 9 debe tener una medida menor a la que se obtiene en la
Antena 2. De igual manera, los puntos del 1 al 3 deben tener una medida más alta que la encontrada
en los puntos del 4 al 7, asegurando así, la conductividad del campo electromagnético hacia fondo
de pozo.
56
Tabla 14.
Medición de voltaje suministrado por ClearWELL™.
Fecha Punto 1 (mV)
Punto 2 (mV)
Punto 3 (mV)
Antena 1
(mV)
Punto 4 (mV)
Punto 5 (mV)
Punto 6 (mV)
Punto 7 (mV)
Antena 2
(mV)
Punto 8 (mV)
Punto 9 (mV)
20/02/2021
390 415 440 590 240 206 195 640 570 226 204
Nota. Lectura de las mediciones realizadas en la fecha establecida para verificación de la
conductividad del campo electromegnético. D. S.A.S, “DEPARTAMENTO TÉCNICO ,
POZO H- 2,” 2021
La Tabla 14, presenta los datos medidos en campo en milivoltios (mV), durante la visita realizada
1 año y cuatro meses posteriores a la instalación de ClearWELL™. Los puntos 4 al 6 presentan un
potencial eléctrico menor al obtenido en la antena 1, es decir, el campo electromagnético generado,
se encuentra protegiendo el fondo del pozo. Tal como se espera, el punto 8 tiene un valor menor
al obtenido en la Antena 2, dando a entender que el circuito es cerrado entre las antenas instaladas.
Sin embargo, el punto 7 presenta un valor relativamente alto de potencial eléctrico, al ser
comparado con las antenas 1 y 2, esto es debido a la generación de señal proveniente de la antena
2, asegurando que la señal viaja hacia los puntos 1 al 3, sin embargo, se puede concluir que a partir
de la antena 2, no solo se realiza un polo a tierra de la tecnología instalada, sino a su vez, se está
protegiendo de incrustaciones a la tubería de producción.
57
3. MATRIZ DE SELECCIÓN
Según la información recopilada en el Capítulo 1, se elabora la matriz de selección de métodos
para la prevención y control de incrustaciones, la cual se basa en tres aspectos principales.
- Temperatura de operación: Este es el parámetro más relevante para la utilización de un
inhibidor químico de incrustaciones o una herramienta con un principio de funcionamiento
diferente, debido a que se pueden presentar desgastes y disminución de la eficiencia de cada uno
al momento de prevenir la formación de incrustaciones.
- Tipo de incrustación: No todos los métodos de prevención funcionan ante cualquier clase
de ion mineral que pueda estar generando la incrustación, por tanto, se realizó un filtro entre
aquellos que funcionan para las más comunes como lo son las formadas por 𝐶𝑎𝐶𝑂3 y 𝐶𝑎𝑆𝑂4, y
aquellos que tienen una capacidad preventiva más amplia.
- Contenido de 𝐶𝑎: Para los casos en los cuales la incrustación es generada por 𝐶𝑎𝐶𝑂3 o
𝐶𝑎𝑆𝑂4, la concentración de 𝐶𝑎 puede generar problemas en los métodos preventivos,
principalmente en los inhibidores químicos, debido a que su solubilidad disminuye o en su defecto,
puede generar una reversibilidad no deseada.
Lo anterior se encuentra soportado a partir de lo consolidado en la Tabla 9.
3.1 Matriz de selección
La matriz de selección es una herramienta que permite a las empresas operadoras tomar decisiones
en cuanto al control de incrustaciones, previniendo la formación de ellas y obteniendo un mayor
rendimiento productivo en el campo deseado; esta matriz se puede observar en el siguiente link
didáctico y en el Anexo 1 del documento.
https://viewer.diagrams.net/?target=blank&highlight=0000ff&edit=_blank&layers=1&nav=1&tit
le=Untitled%20Diagram.drawio#Uhttps%3A%2F%2Fdrive.google.com%2Fuc%3Fid%3D1ywk
vP6hd-LpBcaBaaDBngeGtsM2xgF23%26export%3Ddownload
La secuencia de preguntas presentadas a continuación son seleccionadas según la experiencia de
la compañía Delrio S.A.S en cuanto a los diferentes clientes con los cuales se ha realizado
contratación o licitación para la instalación de la tecnología ClearWellTM . La Matriz de selección
58
puede distinguirse en tres partes; la primera parte Figura 17 consta de una serie de preguntas que
permiten reconocer si la operadora interesada reconoce si su problema de producción está asociado
a incrustaciones y a un mismo tipo de ellas, siendo identificada esta por medio de estudios físico-
químicos o muestras de esta misma en superficie. Con dicha muestra en superficie se es posible
analizar el ion predominante, con el fin de determinar el tipo o tipos de incrustaciones presentes
en el sistema.
Figura 17.
Árbol de selección parte 1: Preguntas básicas de reconocimiento de incrustaciones.
Nota: Sección de preguntas básicas para la determinación de método para la prevención y
control de incrustaciones.
El sistema de preguntas busca generar una certeza de que el problema productivo este asociado a
incrustaciones, de tal forma de que si se tiene una intervención de pozo, datos y análisis de los
mismos mediante los índices incrustantes se defina si el problema está asociado a las
incrustaciones o no.
59
Delrio S.A.S. cuenta con el servicio de identificación de incrustaciones mediante el análisis
fisicoquímico de muestras y los iones principales que ocasionan dicho fenómeno, a partir de la
utilización de simuladores.
Una vez se ha confirmado la presencia de incrustaciones y se ha determinado que tipo de
incrustación está presente, la segunda parte del árbol de decisiones Figura 18, que se basa en
conocer la vida productiva del pozo y la identificación de intervenciones realizadas y métodos
utilizados para el control de las mismas.
Figura 18.
Árbol de selección parte 2: Reconocimiento de métodos utilizados previamente un pozo productor.
Nota. En la parte dos de la selección se identifica si los métodos de prevención han sido
exitosos y cuales han sido las causales por la busca otro método de control.
Si el método utilizado para el control de incrustaciones ha sido exitoso, se recomienda seguir con
este, y en dado el caso de que no haya habido un éxito con el método control utilizado o se busque
mejorar la relación costo beneficio del mismo, se evaluarían los métodos disponibles para la
selección de uno nuevo.
60
Una vez se ha decidido consultar los métodos disponibles para el control de incrustaciones, se
continua con la tercera y última sección del árbol de decisiones donde se tiene en cuenta la
temperatura de operación, la relación costo beneficio y la concentración da CaCO3 y CaSO4, dado
que, si estos están presentes en altas concentraciones, algunos métodos pueden perder eficiencia y
sufrir un proceso de reversibilidad.
3.1.1 Selección para Temperaturas inferiores a 80°C
Para temperaturas de operación menores a los 80°C se tiene el siguiente flujo de selección donde
se tiene en cuenta si tiene presencia CaCO3 o CaSO4, y si la concentración de Ca+ es alta.
Figura 19.
Selección para temperaturas inferiores a 80°C y presencia de carbonatos a altas concentraciones.
Nota. La figura 15 muestra el camino de selección para temperaturas inferiores a 80°C donde la
concentración de carbonatos es alta.
El primer caso se observa en la Figura 19, en el cual se presenta contenido de CaCO3 o CaSO4 a
una alta concentración, donde el conjunto de soluciones está basado en la selección de polifosfatos
o ClearWellTM. Si la relación costo beneficio es eficiente y aceptada por la operadora se da fin, en
dado caso de que no se admita la relación costo beneficio se brinda el soporte o consulta a Delrio
S.A.S para buscar una solución más eficiente económicamente.
Si se tiene presencia de CaCO3 o CaSO4 y baja concentración de Ca+ se tiene:
61
Figura 20.
Selección para temperaturas inferiores a 80°C y presencia de carbonatos a bajas
concentraciones.
Nota. La figura 16 muestra el camino de selección para temperaturas inferiores a 80°C donde la
concentración de carbonatos es baja.
La Figura 20 presenta una variedad más amplia de métodos de selección donde se incluyen los
métodos inorgánicos como esteres, fosfonios y polímeros los cuales a altas concentraciones de Ca+
no son muy compatibles debido a que pueden generar reversibilidad y subcomponentes; el punto
en común de los métodos incluidos es el ClearWellTM, dado que el costo beneficio de los métodos
inyectivos es dependiente de la concentración de producto inyectado.
La última sección es para temperaturas inferiores a 80 °C cuando desde un inicio se descarta la
presencia de CaCO3 o CaSO4, ver Figura 21 .
62
Figura 21.
Selección para temperaturas inferiores a 80°C y sin presencia de carbonatos.
Nota. Representa el camino de selección para temperaturas inferiores a 80°C donde no hay
concentración de carbonatos.
Al no haber presencia da carbonatos se descartan parcialmente los métodos orgánicos, basados en
que su mayor beneficio está en el control de carbonatos de calcio, exceptuando los polímeros
debido a que de estos hay una gran variedad y puede existir alguno específico para cada
incrustación.
3.1.2 Selección para Temperaturas entre 80 °C – 90 °C
Para la selección en el rango de temperaturas de 80 a 90°C se discrimina en todas sus opciones el
uso de polifosfatos debido a que al aumentar su temperatura estos tienden a hidrolizarse y a generar
63
compuestos no deseados. De esta forma evaluando un caso donde hay presencia de CaCO3 o CaSO4
y alto contenido de Ca+ se tiene el siguiente proceso de selección Figura 22.
Figura 22.
Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C con presencia de carbonatos a altas
concentraciones.
Nota. La figura 22 muestra el camino de selección para temperaturas entre 80y 90°C donde la
concentración de carbonatos es alta.
En este caso el uso de esteres es muy eficiente para el control de carbonatos sin embargo está
limitado por la presencia de aguas con alta carga iónica y su relación costo beneficio es muy
dependiente de la cantidad y concentración de producto inyectado.
Para el caso donde hay contenido de CaCO3 o CaSO4, pero la concentración de Ca+ es baja se
incluyen todos los componentes orgánicos y el método de electrodos dado que son eficientes a
bajas concentraciones y no tienden a saturarse por el material precipitado. Figura 23.
64
Figura 23.
Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C con presencia de carbonatos a bajas
concentraciones.
Nota. La figura 23 muestra el camino de selección para temperaturas entre 80°C – 90°C donde la
concentración de carbonatos es baja.
Para el caso donde no se tiene presencia carbonatos se elimina la posibilidad de utilizar fosfonatos
y esteres, pero se mantiene la posibilidad de usar algún tipo de polímero en el mercado, como se
muestra en la Figura 24.
65
Figura 24.
Selección para temperaturas entre a 80°C - 90 °C sin presencia de carbonatos.
Nota. La figura 24 muestra el camino de selección para temperaturas entre 80°C – 90°C donde no
hay presencia de carbonatos.
3.1.3Selección para Temperaturas entre 90°C a 100 °C
Para las temperaturas de 90 °C a 100 °C no se tienen en cuenta el uso de polifosfatos orgánicos
debido a que su uso se limita a altas cantidades para alcanzar una buena solubilidad, y por otro
lado el uso de celdas magnéticas también se restringe debido a que la temperatura hace perder
eficiencia en los polos magnéticos.
Para un primer caso Figura 25, donde hay presencia de carbonatos y a altas concentraciones, los
esteres y los mecanismos magnéticos son los más indicados para prevenir la formación de
incrustaciones.
66
Figura 25.
Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C con presencia de carbonatos a altas
concentraciones.
Nota. La figura 25 muestra el camino de selección para temperaturas entre 90°C-100°C donde la
concentración de carbonatos es alta.
Los fosfonatos y polímeros no son recomendados por su reversibilidad y formación de
subcomponentes, aunque se puede evaluar la posibilidad del uso de polímeros debido a su gran
crecimiento innovador.
67
Figura 26.
Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C con presencia de carbonatos a bajas
concentraciones.
Nota. La figura 26 muestra el camino de selección para temperaturas entre 90°C-100°C donde la
concentración de carbonatos es baja.
En el caso que se tengan carbonatos, pero a bajas concentraciones, los esteres, fosfonatos y
polímeros suelen ser la solución principal, sin embargo, también se pueden usar mecanismos
electrostáticos y magnéticos, como se presenta en la Figura 27.
68
Figura 27.
Selección para temperaturas entre a 90°C - 100 °C sin presencia de carbonatos.
Nota. La figura 27 muestra el camino de selección para temperaturas entre 90°C-100°C donde no
hay concentración de carbonatos.
La Figura 23 muestra el caso donde no hay presencia de carbonatos, los inhibidores orgánicos no
son muy eficientes exceptuando los polímeros y en todos los casos el ClearWellTM está como una
posible opción al control de incrustaciones.
3.1.4 Selección para Temperaturas mayores a 100 °C
Para los casos donde la temperatura es mayor a los 100°C que suelen ser los casos más comunes,
normalmente la solución primaria es la inyección de polímeros sin embargo estos no son muy
eficientes a altas concentraciones de carbonatos como se ha mencionado anteriormente. En el caso
de que se tenga presencia de carbonatos y alta concentración de los mismos la ruta de decisiones
está dada por la Figura 28.
69
Figura 28.
Selección para temperaturas mayores a 100 °C con presencia de carbonatos a altas
concentraciones.
Nota. La figura 29 muestra el camino de selección para temperaturas mayores a 100°C donde la
concentración de carbonatos es alta.
En el caso donde las concentraciones de carbonatos no son muy altas se incluye el uso de
polímeros, ver Figura 3029.
29
Figura 30.
Selección para temperaturas mayores a 100 °C con presencia de carbonatos a bajas
concentraciones.
Nota. La figura 29 muestra el camino de selección para temperaturas mayores a 100°C donde la
concentración de carbonatos es baja.
Y en el último caso donde se tiene temperaturas mayores a 100°c y no hay presencia de carbonatos
70
el método más común utilizado son la inyección de polímeros, sin embargo, la utilización de
mecanismos magnéticos también puede ser utilizada, ver Figura 31.
Figura 31.
Selección para temperaturas mayores a 100 °C sin presencia de carbonatos a bajas
concentraciones.
Nota. La figura 30 muestra el camino de selección para temperaturas mayores a 100°C donde hay
concentración de carbonatos.
3.2 Herramienta de visualización
Con la finalidad de optimizar tiempos en toma de decisiones, el árbol presentado en la sección 3.1
es llevado a la herramienta PowerBI, la cual permite, mediante formularios creados en Microsoft
Forms responder las preguntas expuestas y llevando al cliente por la ruta definida según las
respuestas dadas.
Esta representación para la selección de métodos de prevención y control de incrustaciones se
presenta en las Figura 32, Figura 33,Figura 34 y Nota. La opción any question permite consultar
datos específicos que el usuario quiera conocer.
Figura 35, donde cada gráfica y cada parámetro han sido seleccionados según la comodidad y
necesidad de la compañía Delrio S.A.S la cual hará uso permanente de la herramienta presentada.
71
Figura 32.
Inicio de la aplicación PowerBI
Nota. La figura 32 Representa la interface de la herramienta diseñada donde se puede crear y
consultar proyectos para el control de incrsustaciones.
Figura 33 .
Visualización de datos de producción en PowerBI – Parte 1
72
Nota. Carga de datos básicos de producción para la interpretación de la tendencia incrustante.
Figura 34.
Visualización de datos de producción en PowerBI – Parte 2.
Nota. La opción any question permite consultar datos específicos que el usuario quiera conocer.
Figura 35.
Visualización de selección de métodos en PowerBI.
73
Nota. Diseño de matriz de selección que permite consultar las ventajas y desventajas de un método
de control de incrustaciones con respecto otro.
4. EVALUACIÓN FINANCIERA
4.1 Método comparativo
Para el método comparativo, se realiza la elección del inhibidor de incrustaciones que se ha venido
utilizando en el pozo evaluado en la parte práctica (Capítulo 2), el cual corresponde a un inhibidor
de tipo orgánico.
4.1.1 Inversión
La inversión respectiva a la utilización de un inhibidor de incrustaciones corresponde a la compra
del capilar para lograr la inyección y el costo de intervención del pozo para la instalación del
capilar. Cabe resaltar, que durante el tiempo de intervención es recomendable realizar una limpieza
de la tubería y remover la incrustación ya generada, con el fin de dar mayor efectividad al
tratamiento y evitar posibles problemas de producción a futuro.
En la tabla Tabla 15 se presentan los datos respectivos a la inversión mencionada.
Tabla 15.
Costos de intervención previa al tratamiento químico.
Intervención inyección de inhibidor
Días en
intervención
Valor de intervención
($USD/día) Precio de capilar ($USD)
Valor de intervención
total ($USD)
14 2.000 15.000 43.000
Nota. Los costos de intervención son un promedio suministrado por la empresa Delrio
S.A.S, dado que estos son dependientes de muchos factores.
La compañía DELRIO S.A.S ha proporcionado los datos respectivos a la intervención del pozo y
la compra del capilar, debido a que realiza dichas labores; adicionalmente, el número de días
correspondientes a la intervención se obtienen como el promedio del tiempo que tardaron las
últimas tres intervenciones realizadas al pozo H-2.
74
4.1.2 Costos operativos
Para el presente análisis, se tienen en cuenta costos operativos correspondientes a la utilización de
un sistema de levantamiento artificial (ALS), para el caso del pozo H-2, el consumo de energía
eléctrica por parte de la bomba instalada, los tratamientos químicos en superficie y el costo del
transporte de crudo; a este conjunto de valores se le conoce como “Lifting cost” o “Costo de
levantamiento”, es decir, hace referencia a el precio en dólares que cuesta obtener un barril de
petróleo en superficie. Actualmente, según el precio de barril y estimados de producción en el país,
en Colombia se está manejando un valor promedio de Lifting Cost por barril, de 16,7 dólares[23].
Adicionalmente, se tiene en cuenta el valor de transporte del petróleo para venta el cual se
encuentra en 13,7 dólares para el campo en cuestión.
Adicionalmente, se calculan los costos mensuales generados por la inyección de inhibidor
químico, los cuales se obtienen mediante el cálculo de los galones inyectados por día y asumiendo
un valor de 20$USD/galón, valor suministrado por DELRIO S.A.S. En la tabla Tabla 16 se
observan estos últimos costos mencionados.
Tabla 16.
Costos mensuales por inyección de inhibidor químico.
Producción
total
(BFPD)
Producción
de agua
(BWPD)
Producción
de petróleo
(BOPD)
Contenido
de agua (%)
Inyección de
inhibidor
(ppm)
Inyección
de
inhibidor
(GPD)
Costo mensual
inhibidor
(USD/mes)
5.901 5.351 550 90,68 50 11,24 6.742,13
Nota. Los costos de inyección de inhibidor son un promedio utilizado y suministrados
por la empresa Delrio S.A.S.
Cabe mencionar que los datos utilizados de producción, corresponden al promedio del último año.
4.1.3 Flujo de caja e indicadores financieros
Para la realización del flujo de caja respectivo (Tabla 16), se tienen en cuenta las siguientes
consideraciones:
75
- Ingresos: Corresponden a las ganancias obtenidas por barril de petróleo durante un año, tomando
como referencia un precio de barril de 60$USD; adicionalmente, se asume una disminución en la
producción del 6% anual, debido al depletamiento del yacimiento y aumento de producción del
agua.
- Costos de producción: Corresponden al lifting cost y el precio de transporte por barril de
petróleo producido durante un año.
- Costos de tratamiento químico: Corresponden al costo anual por inyección del inhibidor a una
dosificación constante de 50ppm, es decir, 11,24GPD.
- Inversión: Como se mencionó en el numeral 4.1.1, corresponde a un promedio de tres
intervenciones a pozo y compra de capilar.
Tabla 17.
Flujo de caja e indicadores financieros para la inyección de inhibidores químicos.
0 1 2 3 4 5
Ingresos ($USD) 6.336.000 5.955.840 5.598.489,60 5.262.580,22 4.946.825,41
Costos de
producción ($USD) 6.078.600 5.713.884 5.371.050,96 5.048.787,90 4.745.860,63
Costos de
tratamiento
químico ($USD) 80.905,50 85.759,83 90.905,42 96.359,75 102.141,33
Inversión ($USD) -645.000
Neto ($USD) -645.000 176.494,50 156.196,17 136.533,22 117.432,57 98.823,45
Saldo final -645.000 -468.505,50 -312.309,33 -175.776,12 -58.343,54 40.479,91
Con el fin de realizar una correcta comparación entre proyectos, se calculan los indicadores
financieros Valor Actual Neto, Tasa interna de retorno y Periodo de recuperación (Tabla 177);
para dichos cálculos, se requiere conocer el valor del costo de oportunidad del capital (COK), el
cual, teniendo en cuenta la deflación del costo de capital upstream de la industria en Colombia, se
tomó como 15%[24].
Tabla 18.
Indicadores financieros para la inyección de
inhibidores químicos
COK 15%
76
VAN $ 477.628,20
TIR 2%
PR 11,57 4166,56
Años días
Nota. Indicarores financieros inyección de químicos.
4.2 ClearWELL™
4.2.1 Inversión
Como se mencionó en los capítulos 1 y 2, la tecnología ClearWELL™ es no intrusiva, por tanto,
a diferencia de la inyección de inhibidor de incrustaciones, no requiere compra e instalación de
capilar. Sin embargo, para efectos comparativos a nivel financiero, se toma una inversión de
intervención a pozo, teniendo en cuenta que la tecnología es recomendable utilizarla en tubería
limpia y con remoción previa de incrustaciones generadas. Según lo anterior, la Tabla 19 presenta
el precio de inversión para el caso expuesto.
Tabla 19.
Costos de inversión asociados al ClearWELL™
Días en
intervención
Valor de intervención
($USD/día)
Valor de intervención
total ($USD)
14 2.000 28.000
Nota. Valores de costos de inversión ClearWELL.
4.2.2 Costos operativos
Al igual que en el numeral 4.1.2, se tiene en cuenta el valor de Lifting cost correspondiente a
16,7$USD, como costo operacional del pozo. Adicionalmente, la tecnología ClearWELL™,
actualmente se maneja bajo prometa de renta dentro de Colombia, teniendo un valor promedio de
renta de 20.000$USD/año, por cada unidad instalada.
4.2.3 Flujo de caja e indicadores financieros
77
Para la realización del flujo de caja respectivo (Tabla 19), se tienen en cuenta las siguientes
consideraciones:
- Ingresos: Corresponden a las ganancias obtenidas por barril de petróleo durante un año, tomando
como referencia un precio de barril de 60$USD; adicionalmente, se asume una disminución en la
producción del 6% anual, debido al depletamiento del yacimiento y aumento de producción del
agua.
- Costos de producción: Corresponden al lifting cost y el precio de transporte por barril de
petróleo producido durante un año.
- Costos de alquiler: corresponden al costo anual por el alquiler del equipo conociendo que el
valor base es de 20.000 $USD/mes.
- Inversión: Como se mencionó en el numeral 4.2.1, corresponde a la intervención de pozo para
su limpieza.
Tabla 20.
Flujo de caja de la tecnología ClearWELLTM.
Flujo de caja - ClearWELL
0 1 2 3 4 5
Ingresos ($USD) 6.336.000 5.955.840 5.598.490 5.262.580,22 4.946.825,41
Costos de producción ($USD) 6.078.600 5.713.884 5.371.050,96 5.048.787,90 4.745.860,63
Costos de alquiler ($USD) 24.000 24.000 24.000 24.000,00 24.000,00
Inversión ($USD) -420.000
Neto ($USD) -420.000 233.400 217.956 203.438,64 189.792,32 176.964,78
Saldo final -420.000 -186.600 31.356 234.794,64 424.586,96 601.551,74
Nota. Flujo neto de caja de la tecnología ClearWELLTM.
Con el fin de realizar una correcta comparación entre proyectos, se calculan los indicadores
financieros Valor Actual Neto, Tasa interna de retorno y Periodo de recuperación (Tabla 21);
para dichos cálculos, se requiere conocer el valor del costo de oportunidad del capital (COK), el
78
cual, teniendo en cuenta la deflación del costo de capital upstream de la industria en Colombia, se
tomó como 15% [24].
Tabla 21.
Indicadores financieros del ClearWELL™
COK 15%
VAN $ 698.023,93
TIR 42%
PR 5,95 2142,37
Años días
Nota. Valores de indicadores financieros del
ClearWELL™
4.3 Análisis comparativo
Para los escenarios presentados en los numerales 4.1 y 4.2, se obtuvo un valor de TIR no es
representativo debido al tipo de proyecto manejado, el cual aún se encuentra en etapa piloto, por
tanto, el valor de comparación principal debe ser el valor actual neto, el cual representa el beneficio
económico que aporta cada proyecto ajustado a la actualidad. Mediante el VAN, se puede
evidenciar que la instalación de la tecnología ClearWELL™ supera en un 68% el beneficio
económico obtenido a partir de la inversión realizada para la inyección de inhibidor de
incrustaciones.
Además de la comparación mencionada, a nivel operacional, se puede dar un esquema bajo la
utilización de ambos métodos de prevención, tanto la inyección de inhibidor orgánico y el
ClearWELL™ instalado y encendido, esto, debido a que la tecnología lo permite. Al iniciar el uso
de esta última, la dosificación de agente químico es disminuida, como se ve en la Tabla 22, la cual
también permite evidenciar la posible variación en los volúmenes de producción posterior a una
intervención de pozo.
Tabla 22.
Condiciones operativas del pozo H-2 2021
Producción
total
(BFPD)
Producción de
agua (BWPD)
Producción
de petróleo
(BOPD)
Contenido
de agua (%)
Inyección de
inhibidor (ppm)
Inyección de
inhibidor
(GPD)
Costo
mensual
inhibidor
(USD/mes)
79
4.364 3.823 541 87,60 23 3,69 2.215,77
Nota. Condiciones de operativas del pozo, producción e inyección de químicos
Según lo anterior, el flujo de caja correspondiente (Tabla 23), tendría las siguientes
consideraciones:
- Ingresos: Corresponden a las ganancias obtenidas por barril de petróleo durante un año, tomando
como referencia un precio de barril de 60$USD; adicionalmente, se asume una disminución en la
producción del 6% anual, debido al depletamiento del yacimiento y aumento de producción del
agua.
- Costos de producción: Corresponden al lifting cost y el precio de transporte por barril de
petróleo producido durante un año.
- Costos de prevención de incrustaciones: corresponden al costo anual por el alquiler del equipo
ClearWELL™ y los galones inyectados de forma anual.
- Inversión: corresponde a intervenciones de pozo realizadas (aproximadamente tres anuales)
tanto para limpieza como instalación de capilar.
Tabla 23.
Flujo de caja para las condiciones operativas 2021.
Flujo de caja - Inyección de inhibidor químico + ClearWELL
0 1 2 3 4 5
Ingresos ($USD) 6.336.000 5.955.840 5.598.489,60 5.262.580,22 4.946.825,41
Costos de producción ($USD) 5.979.132 5.620.384 5.283.161,04 4.966.171,37 4.668.201,09
Costos de prevención de incrustaciones ($USD) 50.589,20 53.624,55 56.842,02 60.252,54 63.867,70
Inversión ($USD) -645.000
Neto ($USD) -645.000 306.278,80 281.831,37 258.486,54 236.156,31 214.756,62
Saldo final -645.000 -338.721,20 -56.889,83 201.596,71 437.753,02 652.509,64
Nota. Flujo de caja para las condiciones operativas 2021
80
El valor de índices financieros para el flujo de caja anterior se encuentra calculados en la Tabla
24 a continuación.
Tabla 24.
Indicadores financieros 2021
COK 15%
VAN $ 891.188,63
TIR 31%
PR 5,95 2143,43
Años días
Nota. Indicadores financieros 2021.
81
5. CONCLUSIONES
Se realizó una investigación bibliográfica acerca de los métodos de control y prevención de
incrustaciones, bajo la cual se determinó que los parámetros más relevantes para la selección del
correcto método en un caso específico de la industria de hidrocarburos, son la temperatura de
operación, tipo de incrustación y si la concentración de 𝐶𝑎+es superior a 4.000 ppm en el agua de
formación.
Dentro de los diferentes métodos preventivos de incrustaciones, se encuentra la inyección de
químicos, estos, para ser seleccionados de forma correcta, deben someterse a diferentes pruebas
de laboratorio las cuales permitan observar la reversibilidad y compatibilidad con el fluido de
producción.
El caso de estudio presentado, demuestra la eficiencia óptima que la tecnología ClearWELL™
ha tenido en el mismo como método preventivo de incrustaciones, presentando, permitiendo la
suspensión total de la inyección de inhibidores químicos en pozo y observando un valor promedio
de 3.020 ppm en la medición de dureza total, estando esta dentro de un rango constante.
La realización de una herramienta que guíe a la selección del método preventivo más óptimo en
un sistema de producción de hidrocarburos, permite obtener uno o varios métodos posibles, los
cuales pueden ser diferenciados en la matriz de características complementando la información, y
de esta manera, reducir tiempos en la búsqueda de información al momento de que una compañía
operadora presente problemas por incrustación.
Cuando un proyecto es evaluado financieramente a partir de un plan piloto y una comparación
entre la utilización de métodos de recuperación a corto plazo, no se debe utilizar el indicador
financiero Tasa Interna de Retorno, debido a que puede arrojar datos incorrectos y/o no
justificables.
La instalación de la tecnología ClearWELL™ presenta un aumento en el valor actual neto de
$220.396USD lo cual corresponde a un 68% adicional en el beneficio obtenido a largo plazo en
82
comparación de un proyecto donde únicamente se utilice inyección de inhibidor como método
preventivo.
Usualmente, los campos petroleros con mayor tendencia a la incrustación, presentan altos
contenidos de agua en su fluido de producción, entre el 80 y 97%, por tanto, es importante realizar
un constante análisis fisicoquímico, con el fin de verificar las propiedades del agua de formación;
un aumento drástico en el corte de agua en un pozo productor de hidrocarburos, implica un mayor
control y una mayor prevención ante fenómenos como la corrosión y la incrustación.
Es importante la verificación de los procesos de Tear Down en pozos con alta y baja producción
de agua, debido a que en ambos casos se puede generar el fenómeno de incrustación y es
importante tratarlo a tiempo para evitar sobrecostos.
Cuando se requiere tener control sobre las incrustaciones en un sistema productor, es necesario
reconocer la tendencia incrustante del fluido mediante los índices presentados y determinar el ion
predominante de esta.
83
BIBLIOGRAFÍA
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INCRUSTACIÓN PARA EVITAR TAPONAMIENTO DE LAS LÍNEAS DE
PRODUCCIÓN EN UNA PLATAFORMA PETROLERA ANA,” Funacion Universidad
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prevención,” Oilf. Rev., vol. 11, p. 20, 2009.
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Barium Sulphate and Developing Environmental Acceptable Scale Inhibitors Applied in
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bombeo electrosumergible del campo Cantagallo,” Statew. Agric. L. Use Baseline 2015,
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(Simplificado), LSI (SM2330).” Calculo De los índices de Langelier (Simplificado), LSI
(SM2330), Fundación Centro Canario del Agua.
[7] J. F. M. Quitian, “Determinación de la tendencia incrustante en las aguas de producción de
los campos de ecopetrol de acuerdo con sus condiciones operacionales de temperatura,
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[8] G. P. A. E. y S. P. S.R.L, “Incrustaciones en aguas coproducidas: Carbonato de calcio.,”
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84
[9] V. A. Prisyazhniuk, “Prognosticating scale-forming properties of water,” Appl. Therm.
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[10] M. A. Jafar Mazumder, “A review of green scale inhibitors: Process, types, mechanism and
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[11] Ener-Tec, “Evite la deposición de para na y sarro con la celda cinética lineal ( LKC ) de
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[12] C. C. Jiménez, B. Campo, M. Arias, H. Vargas, and E. Ariza, “Design and construction of
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LAHO 2014, pp. 163–177, 2014, doi: 10.2118/171088-ms.
[13] D. SAS, “ClearWell:"solucion no intrusiva para prevenir problemas por scale",” 2020.
[14] W. Parker et al., “SPE Paper Number SPE 133526-PP Physical Principles behind the
ClearWELL TM Physical Water Treating Device :,” pp. 1–11, 2010.
[15] L. Rzeznik, M. Juenke, D. Stefanini, M. Clark, and P. Lauretti, “Two year results of a
breakthrough physical water treating system for the control of scale in oilfield applications,”
Soc. Pet. Eng. - 9th Int. Conf. Oilf. Scale 2008 - “Managing Scale Through F. Lifetime,”
pp. 317–327, 2008.
[16] A. Krag, A. M. Fergusson, and M. Grainger, “Preventing scale deposition downhole using
high frequency electromagnetic AC signals from surface to enhance production offshore
Denmark,” Proc. - SPE Annu. Tech. Conf. Exhib., vol. 6, pp. 4194–4203, 2014, doi:
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[17] R. Martinez, W. L. Parker, E. Hernandez, C. Misino, and I. E. Martínez Ramírez, “An
environmentally friendly method to control halite scale deposition: Proven case histories
from Latin America,” SPE Lat. Am. Caribb. Pet. Eng. Conf. Proc., vol. 2, pp. 1713–1719,
2014, doi: 10.2118/169415-ms.
[18] Schlumberger, “wellbore_diagram.” p. 1, 2021, [Online]. Available:
https://glossary.oilfield.slb.com/es/terms/w/wellbore_diagram.
85
[19] Schlumberger, “bomba eléctrica sumergible.” p. 1, 2021, [Online]. Available:
https://glossary.oilfield.slb.com/es/terms/e/electric_submersible_pump.
[20] ruddygarroussmeineweltsicht, “Potencial Hidrocarburifero de Colombia (Resumen +
Cuenca 01 Amagá 02 Caguán Putumayo 03 Catatumbo 04 Cauca Patía).” [Online].
Available: http://ruddygarroussmeineweltsicht.blogspot.com/2015/04/potencial-
hidrocarburifero-de-colombia.html.
[21] W. Laboratorios, “Reporte de laboratorio,” 2020.
[22] Agrilab, “Reporte de dureza Agrilab,” 2020.
[23] Oil Channel mas cerca de la industria, “EL PANORAMA DE COLOMBIA, CON LOS
ACTUALES PRECIOS DEL CRUDO.” Colombia, p. 3, 2020, [Online]. Available:
https://www.oilchannel.tv/noticias/el-panorama-de-colombia-con-los-actuales-precios-del-
crudo.
[24] D. for nergy solutions Center, “Contenido,” Deloitte, vol. 1, p. 24, 2016, [Online].
Available: https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/mx/Documents/energy-
resources/Efectos-falta-inversion.pdf.
[25] Manual Estructuración del Trabajo de Grado. Fundación Universidad de América, 2021.
[PDF].
86
GLOSARIO
BS&W: contenido básico de agua y sedimentos. El BS&W se mide a partir de una muestra líquida
del flujo de producción. Incluye agua libre, sedimento y emulsión y se mide como porcentaje de
volumen del flujo de producción.
Capacidad buffer: es la cantidad de ácido o base fuerte que puede neutralizar sufriendo un
desplazamiento de pH de una unidad.
Choke: válvula de estrangulamiento utilizada en cabeza de pozo para dirigir el fluido producido
de la tubería en pozo a la tubería de producción en superficie.
Corte de agua: es la relación de agua producida comparada con el volumen total de líquidos
producido.
Down-Hole: fondo de pozo, hace referencia al fondo de la tubería de producción donde se
encuentran las formaciones productoras.
Formación: unidad lito -estratigráfica que contiene cuerpos de rocas con características y
propiedades litológicas comunes.
Gravedad API: escala utilizada para medir la densidad relativa de hidrocarburos líquidos a 60 °F.
Esta se expresa en grados API de la siguiente forma:
°API> 40 Condensado.
30<°API<39,9 Crudo Liviano.
22< °API <29,9 Crudo Mediano.
10 < °API <21,9 Crudo Pesado.
87
°API <9,9 Crudo extrapesado.
Intake: en la industria de hidrocarburos, al utilizar un Sistema de Levantamiento Artificial por
bombeo electrosumergible, “intake” hace referencia a la entrada de la bomba correspondiente.
Manifold: sistema de tuberías y válvulas que permite recolectar y distribuir diferentes corrientes
de fluido.
Partical scaling índex: índice de Puckorlus el cual permite determinar el grado de incrustación
basado en el pH y alcalinidad de una muestra.
Scale o incrustación: son ccompuesto resultante de la precipitación y cristalización de sales
minerales.
Scale Blasting: método de remoción que consiste en la inyección a presión de un material abrasivo
como arena de alta finura que remueve las incrustaciones
Sedimento: son granos no consolidados de minerales, materia orgánica o rocas preexistentes, que
pueden ser transportados por el agua, el hielo o el viento, para luego ser depositados.
88
89
ANEXO 1.Matriz de selección
90
91
92
93
94
95
96
97
98
Anexo 2. Recomendaciones
- Realizar un estudio del comportamiento de los cristales formados a partir de la nucleación
homogénea en los diferentes puntos de las facilidades de producción en superficie.
- Evaluar la viabilidad técnica y financiera de la implementación de la tecnología
ClearWellTM como herramienta para el control de precipitaciones orgánicas como
parafinas.
- Determinar las pruebas de laboratorio necesarias para una correcta selección de inhibidor
de incrustaciones según su reversibilidad y compatibilidad con el fluido de producción.
- Realizar un estudio del funcionamiento y comportamiento de los diferentes métodos de
prevención de incrustaciones utilizados en facilidades de producción.
- Evaluar la viabilidad técnica de los métodos electrostáticos y magnéticos como tecnologías
para la prevención de incrustaciones, los cuales se tienen pocos estudios.
- Evaluar y concretar un ensayo de laboratorio que permita observar el principio de
funcionamiento de la tecnología ClearWellTM a partir del cual se puedan realizar pruebas
de laboratorio a diferentes condiciones de presión, temperatura y composición del fluido.